Очистка от цементного раствора

Два разных способа были успешно использованы для очистки оста­точного цементного раствора из ствола скважины после снятия давления, поддерживавшегося в ходе исправительного цементирования. Первый спо­соб предусматривал вымыв цементного раствора обратной циркуляцией при устьевом давлении 14 МПа. При этом устьевом давлении требуется примерно 1 ч. для вымыва обратной циркуляцией цементного раствора в 178,1-мм хвостовике. Если в соответствии со сроком загустевания цемент­ного раствора остается явно недостаточное время для прокачки, то це­ментный раствор может быть обработан струей раствора веланового био­полимера, чтобы дополнительно замедлить схватывание цементного рас­твора, так чтобы его можно было бы вымыть из скважины обратным пото­ком. Второй способ заключался в воздействии струей того же биополи­мерного раствора на цементный раствор и последующем вымыве избы­точного раствора при устьевом давлении 3,5-7,0 МПа.

Обратный вымыв несхватившегося цементного раствора. Та­кой цементный раствор может быть вымыт обратным потоком через гибкую колонну НКТ, если до загустевания цементного раствора оста­ется по меньшей мере 1 ч. Если должен производиться вымыв не­схватившегося цементного раствора (реверсирование незагрязненного цементного раствора вверх по гибкой колонне НКТ), то следует выпол­нять следующие процедуры:

• при расположении насадки гибкой колонны НКТ выше ВЦНС создать циркуляцию с закачкой в кольцевое пространство между гибкой колонной НКТ и эксплуатационной колонной и возвратом из скважины по гибкой колонне. Во время обратного вымыва цементного раствора поддерживать устьевое давление 14 МПа;

• спустить гибкую колонну НКТ до ВЦНС в условиях поддержа­ ния обратной циркуляции. Установить такую скорость спуска колонны, при которой поддерживается требуемое устьевое давление;

• иметь в виду, что по гибкой колонне НКТ поднимается цемент­ ный раствор плотностью 1,9 г/см³. Если скорость спуска слишком вы­ сокая, то устьевое давление будет увеличиваться. Если это произойдет,

215

то просто следует снизить скорость спуска и согласовать ее с желаемым ■устьевым давлением;

- спустить гибкую колонну НКТ до нанесенной на ней отметки пе­ ред началом исправительного цементирования. Продолжать обратную промывку, пока на поверхности не будет получена чистая жидкость;

• после достижения выхода чистой жидкости провести одну дополнительную струйную промывку. Нельзя забывать, что требует­ ся устьевое давление 7 МПа. Закачивать отфильтрованную добывае­ мую воду в зоны выше и ниже перфорированного интервала с расхо­ дом 5,3 л/с, а в зону перфорированного интервала с расходом 4 л/с. На последнем этапе струйной обработки обычно струя направляется сначала вверх, а затем вниз и в дальнейшем осуществляется обратная циркуляция;

• повысить устьевое давление до 14 МПа, закрыть скважину и контролировать давление в течение 5-10 мин. Отметить скорость утеч­ ки жидкости, если это явление имеет место;

• начать обратное вытеснение с помощью газлифта или путем за­ качки азота. Измерять расход выходящего потока. При проведении ис­ пытаний на приток необходимо поддерживать забойное давление на 10 МПа ниже пластового. Для достижения этого жидкость должна быть заменена газом до глубины приблизительно 1200 м;

• поднимать гибкую колонну НКТ во время поддержания мини­ мального устьевого давления 10-14 МПа;

• когда гибкая колонна НКТ извлечена из скважины, закрыть кла­ пан для свабирования и промыть колонну метиловым спиртом, если не­ обходимо, для предотвращения замерзания.

Загрязнение цементного раствора. Если весь цементный рас­твор невозможно удалить из скважины через гибкую колонну НКТ в течение остающегося часа, то цементный раствор может быть обрабо­тан велановым биополимерньш раствором в процессе струйной обра­ботки. Для того, чтобы ввести реагент в цементный раствор и затем вы­теснить его обратной циркуляцией вверх по гибкой колонне НКТ в це­лях очистки скважины, рекомендуются следующие операции:

• в условиях, когда насадка гибкой колонны НКТ находится выше ВЦНС, создать циркуляцию с использованием биополимерной системы (закачка в гибкую колонну НКТ и подъем из скважины по кольцевому пространству между гибкой и эксплуатационной колоннами). Умень­ шением проходного сечения поверхностных штуцеров поддерживать устьевое давление на уровне 10-14 МПа;

• при спуске гибкой колонны НКТ в скважину осуществлять за­ качку биополимерной системы с максимальным расходом для раз­ бавления цементного раствора в соотношении 1:1;

216

• снизить скорость закачки до 4 л/с в зоне перфорированного ин­ тервала, чтобы предупредить разрыв плотных осадков. Отрегулировать ско­ рость спуска гибкой колонны НКТ в соответствии с темпом закачки в нее;

• в зоне ниже перфорированного интервала увеличить темп за­ качки до максимального значения. Нельзя превышать ранее уста­ новленную глубину спуска гибкой колонны НКТ, чтобы избежать подъ­ ема нежелательных твердых частиц, что может сделать операции неэф­ фективными;

• поднимать гибкую колонну НКТ из скважины в условиях за­ качки биополимерной системы с максимальным расходом, чтобы до­ биться конечного разбавления в соотношении 1,5 : 1. Соответствующим образом регулировать скорость подъема гибкой колонны;

• прекратить подъем гибкой колонны НКТ у верха загрязненного цементного раствора в наиболее неблагоприятной ситуации и реверси­ ровать операции. Процедуры с обратной циркуляцией такие же, как ра­ нее описывались.

Очистка со струйным воздействием. Последовательность этих операций такова:

- закачать шарик на посадочное гнездо в комбинированной насадке;

• поддерживать минимальное давление 3,5-7.0 МПа во время струйного воздействия;

• при спуске гибкой колонны НКТ в скважину осуществлять за­ качку биополимерного раствора с максимальным расходом для раз­ бавления цементного раствора в объемном соотношении 1:1;

• снизить скорость закачки до 4 л/с в зоне перфорированного ин­ тервала, чтобы избежать размыва плотных осадков. Отрегулировать ско­ рость спуска гибкой колонны НКТ в соответствии с темпом закачки в нее;

• в зоне ниже перфорированного интервала увеличить скорость закачки до максимального значения. Соблюдать осторожность, чтобы не превысить ранее установленную глубину спуска гибкой колонны НКТ и избежать вымыва нежелательных твердых частиц, что может сделать операции неэффективными;

• поддерживать закачку во время подъема гибкой колонны НКТ, но при скорости подъема, которая эквивалентна 80% темпа закачки, чтобы гарантировать, что весь разбавленный цементный раствор нахо­ дится выше насадки. Продолжать подъем, пока не будет достигнута хвостовая труба колонны НКТ;

• повторить указанные операции от хвостовой трубы колонны НКТ до конечной глубины;

• на третьем промывочном проходе вниз ввести в цементный рас­ твор ускоритель схватывания, если он используется, чтобы продавить его в тампонируемые перфорационные отверстия при третьем проходе вверх;

• перейти на закачку тонковзвешенной водной суспензии и про­ должать подъем гибкой колонны НКТ из скважины со скоростью, экви-

217

валентной 80% темпа закачки; при этом следить, чтобы полностью про­мыть все вспомогательные принадлежности (ниппели, втулки и т. д.);

- при подъеме гибкой колонны НКТ предусмотреть защиту верх­них 900 м ствола от замерзания закачкой смеси метанола и воды. Оста­вить скважину закрытой при достаточном устьевом давлении, чтобы в зоне перфорированного интервала давление превышало пластовое на 3,5—7,0 МПа. В качестве альтернативного варианта в верхнюю часть ствола скважины может быть закачан газ, применяемый в системе газ­лифта, или азот во время поддержания обратной циркуляции и подъема гибкой колонны НКТ. Контролировать объемы выходящего из гибкой колонны НКТ потока и соответствующим образом регулировать усть­евые давления, чтобы всегда поддерживать положительное давление на стенки скважины.

Гидравлические испытания после исправительного цементирования

В зависимости от назначения скважины через 1—1,5 сут. после за­вершения исправительного цементирования необходимо провести ис­пытания на приток или приемистость при высоком давлении. Ми­нимальный срок ОЗЦ должен в 2 раза превышать время загустевания цементного раствора (вывод бездоказательный. — А. Б.).

Испытания на приток проводятся путем сбрасывания любого газа, остающегося в скважине, или посредством разгрузки скважины с ис­пользованием гибкой колонны НКТ при подготовке к повторным пер­форационным операциям. До и после испытания на приток необходимо определять уровни жидкости в скважине. После сброса газа или раз­грузки скважины депрессия на пласт в зоне зацементированного перфо­рированного интервала должна составлять 10 МПа. Контролируйте уро­вень жидкости в скважине, зарегистрируйте его изменения и определи­те скорость притока в скважину.

Если скорость притока превышает 9,5 м7сут., то в зависимости от назначения изоляционных работ может потребоваться повторное ис­правительное цементирование. Скважины, в которых должен проводиться гидроразрыв пласта, обычно испытываются на приемистость при давлени­ях 24—31 МПа, а не на приток. Испытания нагнетательных скважин прово­дятся при максимальном давлении на распределительной гребенке.

Работы после исправительного цементирования

После завершения испытаний на приток (или приемистость) с по­мощью гладкой проволоки убеждаются, что ствол скважины свободен от цементного раствора-камня. Проведите перфорационные операции и введите скважину в эксплуатацию.

218

Капитальный ремонт скважин с аномально низкими пластовыми давлениями

На месторождениях с аномально низким пластовым давлением и высокой проницаемостью пластов выполнение ремонта скважин со­пряжено с большими трудностями и очень часто приносит отрица­тельные результаты. К таким месторождениям относится и Вынгапу-ровское, находящееся на завершающей стадии разработки. При средней глубине залегания пласта 1000-1600 м и проницаемости 2,0-2,5 дарси пластовое давление составляет 23,0 кг/см".

При ремонте скважин на месторождении бригадой КРС выполне­ние всех операций проводится при уровне рабочих растворов 500—600 м от устья. При таких условиях невозможно выполнять работы с цирку­ляцией растворов, даже пенные растворы при промывках песчаных про­бок поглощаются, и не выполняется задача выноса песка на поверх­ность. Одновременно при всех ремонтах газовых скважин стоит задача максимально исключить поглощение растворов для предотвращения за­грязнения призабойной зоны пласта и, как следствие, ее разрушение при проведении работ и отработке на факел, дополнительное количест­во поглощаемой жидкости прямо пропорционально влияет на увеличе­ние сроков отработки скважины.

Решение всех выше перечисленных проблем стало возможным с приобретением колтюбинговой установки М-10 и ее применением при проведении работ совместно с бустерной установкой УБ14-1 25-25-Г. Первоначально промывка песчаной пробки проводилась пеной без бустерной установки. Пена готовилась с помощью эжектора ЭЖГ 1-5,6 с использованием газа соседней скважины. Давление на устье скважин и в шлейфе составляет 20,5 кг/см². При промывке пенный раствор разрушал песчанную пробку, и вместе с раствором пробка поглощалась в пласт. На данном этапе разработки месторождения давления газа на устье скважин и в шлейфе недостаточно для приго­товления «легких» пен с высокой степенью аэрации и для выноса пенного раствора с забоя.

При применении колтюбинговой установки М-10 в комплексе с бустерной установкой при промывках песчаных пробок на скважинах Вынгапуровского месторождения сразу были получены хорошие ре­зультаты и решены многие проблемы. Бустерная установка качает только газожидкостную смесь, поэтому в комплексе с установкой до­полнительно используется сепаратор. Для приготовления газожидко­стной смеси газ соседней скважины подается на бустерную установку (Рг = 20 кг/см²). В качестве жидкости в зимнее время используется ме-танольная вода или раствор хлористого кальция, в летнее время - во­да. Газожидкостная смесь бустерной установкой подается в сепаратор,

219

где происходит отделение газа от жидкости. Жидкость возвращается на подачу подпорного насоса бустерной установки, а газ под давлени­ем 70-90 кг/см² постоянно подается на эжектор (эжектор подключен к БДТ колтюбинговой установки М-10). Одновременно агрегат ЦА-320, подключенный к эжектору, подает пенообразующую жидкость (ПОЖ) через каждые 5-7 мин., по 50-60 л. Приготовленная пена поступает через БДТ на забой, разрушает песчаную пробку и полностью выносит ее на поверхность. Скорость подачи БДТ при промывке подобрана экспериментально и составляет 0,01 м (рис. 14.12). Данная технология хорошо себя зарекомендовала и успешно применяется в настоящее время, так как позволяет промывать песчаные пробки в скважинах с полностью перекрытым интервалом перфорации и отсутствием давле­ния.

Возможность с помощью бустерной установки увеличить давле­ние подачи газа на эжектор с 20 кг/см² до 70-90 кг/см² позволяет созда­вать «легкие» пены, продавливать пену газом на забой, проводить про­дувку забоя, изменять технологию освоения скважин, эффективно про­водить изоляционные работы и значительно расширять возможности применения колтюбинговой установки на месторождениях с аномально низким пластовым давлением (Н. Дубровский).

Удаление гидратных пробок и растепление скважин [4]

В процессе подъема пластовой жидкости по колонне лифтовых труб гидростатическое давление уменьшается по мере ее перемещения вверх. Если величина этого давления становится ниже давления насы­щения, из пластовой жидкости выделяется попутный газ. Часть его рас­творяется в пластовой воде, неизбежном компоненте пластовой жидко­сти. При температурах и давлениях, соответствующих равновесному состоянию смеси, и ниже этих значений происходит реакция:

СН₄ + 6Н₂О -> СН₄ • 6Н₂О,

образуются кристаллогидраты углеводородов и появляется кристалли­ческое вещество.

Метан, этан, пропан и бутан образуют кристаллогидраты при от­рицательных температурах, а при повышенном давлении и положи­тельных температурах их возникновению способствует наличие легких углеводородов и обводненность скважин.

Кристаллогидраты осаждаются на стенках колонны лифтовых труб и в затрубном пространстве. Прекращение эксплуатации скважины способствует интенсивному образованию кристаллогидратов. Этому процессу способствует и понижение температуры пластовой жидкости в полости скважины. Наиболее интенсивно гидраты осаждаются на стенках труб в интервале 100-900 м при любых способах эксплуатации скважин - фонтанном, с помощью электроцентробежных насосов и штанговых скважинных установок.

Для удаления гидратных пробок существует ряд методов, наибо­лее эффективным из которых является промывка скважины горячим соляным раствором (при t = 70-80 °С). При использовании установок с КГТ гидраты удаляют в результате подачи технологической жидкости во внутреннюю полость НКТ, если эксплуатацию скважины проводят фонтанным способом, или с помощью электроцентробежных насосов. Если скважина оборудована штанговой скважинной насосной установ­кой, то технология удаления гидратной пробки резко усложняется. В этом случае КГТ спускают в кольцевое пространство между НКТ и экс­плуатационной колонной.

Для ликвидации гидратных пробок и растепления скважин в со­ставе комплекса поверхностного оборудования должна быть установка (подогреватель) для нагрева технологической жидкости. Это может быть или нагреватель проточного типа, как в установках фирм «Dreco», или емкость с необходимым запасом жидкости, предварительно нагре­ваемой от внешнего источника тепла.

Наибольшие затраты времени и энергетических ресурсов требуются при проведении работ по растеплению скважины. В данном случае имеет место образование массива гидратов и льда как в колонне лифтовых труб, так и в кольцевом пространстве эксплуатационной колонны.

221

Порядок работ остается тем же, что и при удалении песчаных пробок, однако темп их выполнения снижается, поскольку ликвидация гидратной или параф иногидратной пробки является более энергоемким процессом. Технологическая жидкость после взаимодействия с отложе­ниями гидратов уменьшает температуру и поднимается вверх по коль­цевому пространству между КГТ и НКТ.

В процессе удаления следует контролировать температуру техно­логической жидкости на входе и выходе КГТ, а также у устья скважи­ны. Слишком низкая температура восходящего потока свидетельствует о наличии гидратов в кольцевом пространстве, что чревато повторным образованием пробки в колонне лифтовых труб, потерей циркуляции и последующим прихватом колонны гибких труб.

После спуска КГТ до уровня, где гидраты отсутствуют, выполня­ется интенсивная промывка НКТ технологической жидкостью в целях гарантированного удаления гидратов из кольцевого пространства.

К наиболее сложным работам по растеплению следует отнести ПРС скважин, эксплуатируемых штанговыми скважинными насосами. Штанги, расположенные в полости лифтовой колонны (колонны НКТ), как правило, снабжены скребками или центраторами, что препятствует спуску в них колонны гибких труб.

При наличии гидратной пробки в подобной скважине предусмат­ривают выполнение достаточно длительного и трудоемкого ремонта. Ес­ли используют традиционный агрегат подземного ремонта, то сначала, применяя штанголовки, отвинчивают и извлекают по частям колонну штанг, находящуюся выше гидратной пробки. Далее спускают колонну промывочных труб, промывают и удаляют участок пробки как можно большей длины, а затем повторно извлекают штанги. По мере того, как извлечение штанг становится затруднительным, вновь осуществляют промывку и проводят последующее извлечение. Этот процесс повторяют до тех пор, пока колонна штанг не будет извлечена полностью.

После удаления колонны штанг спускают колонну промывочных труб и выполняют длительную промывку скважины горячей водой или нефтью. После растепления пробки в кольцевом пространстве и восста­новления циркуляции по затрубному пространству либо поднимают ко­лонну НКТ, либо спускают штанговый насос и начинают эксплуатацию скважины.

Возможным способом доставки нагретой жидкости теплоносителя в полость скважины является спуск колонны гибких труб в кольцевое пространство между эксплуатационной и колонной НКТ. К настоящему времени специалистами в ТПП «Когалымнефтегаз» накоплен уникаль­ный опыт по проведению подобных работ.

Для перемещения КГТ по скважине применяют эксцентричную планшайбу, аналогичную планшайбам для спуска приборов в кольцевое пространство. На отверстие, предназначенное для ввода аппаратуры, ус­танавливают уплотнитель облегченной конструкции. Промывка скважи-

222

ны по существу повторяет описанную выше технологию, при которой КГТ размещают в НКТ. Отличие заключается в длительности промывки отдельных интервалов, поскольку требуется не только удалить продукты, слагающие пробку в кольцевом пространстве, но и прогреть колонну НКТ настолько, чтобы разложить гидрат, находящийся в ней. Все эти операции не вызывают каких-либо проблем, кроме одной - спуска и подъема КГТ в кольцевом пространстве. Поскольку колонна НКТ распо­лагается в полости скважины произвольном образом и форму ее оси су­ществующими в настоящее время методами и приборами определить не­возможно, существует риск защемления колонны гибких труб.

Опасность защемления усугубляется еще и тем, что в процессе растепления увеличивается температура колонны НКТ и ее длина уве­личивается. Поскольку верхний и нижний концы закреплены сверху планшайбой, а нижний еще и защемлен пробкой, то удлинение колонны сопровождается потерей устойчивости и дальнейшим искривлением ее оси. Все это приводит к радиальным смещениям этой оси колонны и уменьшению величин зазоров между ней и внутренней стенкой экс­плуатационной колонны. А это, в свою очередь, провоцирует защемле­ние КГТ, располагающейся в зазоре.

Процесс удаления гидратной пробки может быть ускорен в ре­зультате включения в работу штанговой насосной установки одновре­менно с промывкой кольцевого пространства. В этом случае удаляются за счет потока технологической жидкости, поступающей из затрубного пространства через скважинный насос во внутреннюю полость НКТ. Для достижения подобного режима работы необходимо использовать агрегат, обеспечивающий возможность функционирования станка-качалки в процессе спускоподъемных операций с КГТ.

Такой агрегат устроен следующим образом (рис. 14.12 а). На ра­ме 24 транспортной базы 1 установлена рама агрегата 25, в средней части которой размещен барабан 6 для колонны гибких труб 5. Для укладки трубы на барабан при наматывании и разматывании служит укладчик 4. За кабиной транспортной базы 1 располагается бак масля­ной системы 3, а рядом с ним (в транспортном положении) - кабина оператора 2. В рабочем положении последняя находится на поворот­ной консоли сбоку агрегата.

В кормовой части агрегата расположен эжектор 8, а под ним -герметизатор устья 14 гибкой трубы 5. Эжектор 8 и герметизатор 14 на­ходятся над устьем скважины 22 с устьевым оборудованием, включаю­щим эксцентричную планшайбу 21 с уплотнением 18 устьевого штока 17 и шарнир 20.

Герметизатор устья 14 снабжен криволинейным полым элементом 16 (изогнутой грубой), установленной ниже него. В низу криволинейного элемента 16 размещен дополнительный уплотнительный узел 19. Герме­тизатор вместе с криволинейным элементом 16 и дополнительным уплот-нительным узлом 19 шарниром 20 соединены с эксцентричной планшай­бой 21, установленной на устье скважины 22. Внутренняя полость кри-

223

волинейного полого элемента 16 соединена с лубрикатором 75, обеспечи­вающим подачу смазывающей жидкости. (В качестве лубрикатора приме­няют стандартное устройство для подачи смазки к узлам трения.)

В рабочем положении эжектор 8 опирается на устье скважины 22, передавая на нее усилие через криволинейный элемент 16, корпус до­полнительного уплотнительного узла 19 и шарнир 20, смонтированный на эксцентричной планшайбе 21.

Устьевой шток 17 колонны штанг, приводящих в действие скважин-ный насос, соединен траверсой 72 с канатной подвеской 11 Последняя, в свою очередь, связана с головкой балансира 9 станка-качалки 10. (На схеме показана только часть переднего плеча балансирного станка-качалки.)

Механизм установки эжектора 8 в рабочее положение выполнен в виде гидравлического подъемника, состоящего из стоек 7, шарнирно со­единенных с рамой 25 агрегата. Стойки 7 служат направляющими для подвижной площадки 13, на которой смонтирован эжектор 8. Перемеще­ние площадки 13 относительно стоек 7 осуществляется гидравлическими цилиндрами. Рама 25 агрегата снабжена четырьмя аутригерами 23.

Для нагнетания технологической жидкости в колонну гибких труб в процессе проведения операций подземного ремонта агрегат оборудо­ван насосами. Они расположены вдоль борта транспортной базы и имеют гидропривод. Питание исполнительных органов гидропривода обеспечивается блоком насосов, приводимым в действие от коробки отбора мощности ходового двигателя транспортной базы агрегата.

Работа агрегата осуществляется следующим образом. После при­бытия на место из транспортного положения агрегат переводят в рабо­чее, для чего стойки 75 поднимаются гидроподъемниками в наклонное положение (см. рис. 14.12 а), а площадка 13 устанавливается на высоте, обусловленной конкретными размерами и высотой устья 22 обслужи­ваемой скважины. Эжектор 8 вместе с герметизатором устья 14 и криво­линейным элементом 16 с дополнительным уплотнительным узлом ус­танавливаются на шарнире 20 оборудования устья скважины. Кабина машиниста 2, укрепленная на консоли, поворачивается на 90°. При этом из кабины хорошо видны и барабан 6 с укладчиком 4, и зона устья скважины с эжектором 8 и герметизатором 14 устья.

В процессе работы агрегата гибкая труба 5 с барабана 6 через ук­ладчик 4 направляется в эжектор 8 и подается им в герметизатор 14. При подъеме трубы укладчик 4 обеспечивает равномерную намотку трубы 5 на барабан 6.

При спуске гибкая труба 5, выходящая из эжектора 8, через герме­тизатор 14 направляется в изогнутую трубу 16, дополнительный уплот-нительный узел 19 и попадает в полость скважины 21. В процессе пере­мещения по изогнутой трубе 16 происходит упругое деформирование гибкой трубы 5. Это обеспечивается соответствующим подбором соот­ношения радиуса кривизны изогнутой трубы и радиуса гибкой трубы.

Для обеспечения упругого деформирования гибкой трубы 5 ради­ус ее кривизны должен удовлетворять условию:

224

R>rE/o_y,

где R - радиус кривизны гибкой трубы 5 (равен радиусу кривизны изо­гнутой трубы 16);

г - наружный радиус гибкой трубы в поперечном сечении; Е - модуль упругости материала гибкой трубы; а_у- предел упругости материала гибкой трубы.

Например, при использовании в качестве материала гибкой трубы малоуглеродистой стали радиус кривизны составляет 12-13 м.

Для уменьшения сил трения, возникающих при перемещении гиб­кой трубы внутри изогнутой трубы, ее внутренняя полость заполнена смазкой, которая подается лубрикатором 75. Истечению смазки из по­лости гибкой трубы препятствуют герметизатор устья 14 и дополни­тельное уплотнение 19.

Рис. 14.12 а Агрегат

225

При выходе гибкой трубы из дополнительного уплотнения 19 ее ось приобретает прямолинейную форму в силу упругих свойств мате­риала, из которого она изготовлена. Труба 5 спускается в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ. Спуск гибкой трубы сопровождается прокачиванием через нее технологической жид­кости, обеспечивающей промывку полости скважины и прогрев НКТ. После промывки ледяной (гидратной) пробки и прогрева колонны НКТ проводится запуск привода штангового скважинного насоса (балансир-ный станок-качалка 10). При этом головка балансира 9 начинает ка­чаться и перемещать канатную подвеску 11 вместе с устьевым штоком 77. В результате штанговый скважинный насос начинает откачку пла­стовой жидкости, которая поднимается по внутренней полости НКТ.

Применение колтюбинга на месторождении Карачаганак

Впервые колтюбинг был применен на Карачаганакском месторо­ждении в 1997 г. в комплексе с другими техническими методами, на­правленными на повышение эффективности разработок. Первоначально планировалось использовать гибкую трубу только для кислотной сти­муляции пластов в летнее время. Однако впоследствии новый метод стал частью общей программы по ремонту скважин и увеличению их эффективности и применять его стали в течение всего года. В настоя­щее время на месторождении с использованием колтюбинговых техно­логий проводится значительный комплекс работ, включающий резку скважинных труб, очистку скважин, необходимую кислотную обработ­ку и удаление хвостовиков НКТ при капитальном ремонте, ловильные работы при очистке старых скважин перед капитальным ремонтом, се­лективную кислотную обработку продуктивного пласта посредством применения надувных пакеров, ремонт устья скважин.

Карачаганакское месторождение, открытое в 1979 году, представ­ляет собой микроструктурное карбонатное образование. Продуктивная толщина месторождения от 100 м до 600 м при глубине 4050-5250 м с нефтяной оторочкой. Продуктивная структура находится внутри соле­вого (минерального) слоя, толщина которого варьирует от 10 м до 4000 м. Месторождение занимает площадь 500 квадратных километров и содержит более 1200 млн тонн нефти с газовым конденсатом и более 1350 млрд m^j газа. Ограниченная добыча углеводородов на месторож­дении начата в 1984 году.

Бассейны относятся к пермскому и каменноугольному периодам и представляют собой труднопроходимые известняки и доломиты. Пла-стовый флюид характеризуется сильной коррозионной активностью, ] высоким содержанием углекислого газа (7,5%) и сероводорода (5%).

Разработку Карачаганакского месторождения осуществляет кон­сорциум иностранных компаний Karachaga Integrated Organization K° в составе British Gas (32,5), Agip (32,5%), Texaco (20%), «ЛУКОЙЛа» (15%), действующих на основании соглашения о долевом распределе­нии продукции от 1995 года.

Планируемая максимальная добыча после 2006 года 37000 тонн нефти и 70 млн м газа в день (Р. Д. Джоунз).

Внедрение колтюбинга

Весь комплекс работ, проводимых в настоящее время на скважи­нах месторождения, включает четыре основных компонента:

- текущий ремонт скважин;

— подготовка к капитальному ремонту;

- капитальный ремонт и завершение работ;

— интенсификация добычи.

226

В ближайшие годы на Карачаганаке планируются вертикальная и горизонтальная проходка существующих скважин и бурение новых. За счет этих работ использование колтюбинговых технологий будет расширено.

В 1996 году в рамках программы технологического совершенство­вания в эксплуатацию был введен первый колтюбинговый агрегат. На начальном этапе колтюбинг рассматривался как средство увеличения производительности скважины путем ее интенсификации, главным об­разом за счет обработки зоны перфорации соляной кислотой и устране­ния загрязнения, вызванного бурением и капитальным ремонтом. Экс­плуатационные работы могут проводиться при температуре от плюс 40°С до минус 40°С. Однако их интенсивность непосредственно за­висит от возможности доступа к скважине и организации материально-технического снабжения проводимых работ. С учетом этих факторов первоначальные работы по интенсификации скважины преимущест­венно выполняются в течение летнего сезона.

Заканчивание скважин

В ходе добычи необходимо пройти через три главных слоя структу­ры: газ, газ и конденсат, нефтяную оторочку. Давление в забое до 600 бар, температура 85°С. Наличие большого количества парафина и асфальтенов в отложениях значительно затрудняют добычу из скважин.

Подрядчик работает на 284 скважинах вертикального бурения, ко­торые значительно отличаются по своему состоянию. Из 198 эксплуа­тационных скважин работает около 20, остальные заглушены по сооб­ражениям безопасности или для ремонта. С 1996 года на 64 скважинах был проведен капитальный ремонт.

В этом фонде было небольшое количество пробуренных, но не за­вершенных строительством скважин. Обнаружено несколько скважин с нарушением обсадных колонн (рис. 14.13). Размеры лифтовых колонн 4'Л дюйма, 372 дюйма, 2⁷/g дюйма, 2³/s дюйма. Все лифтовые колонны уровня С-90.

Необходимо отметить необычную длину хвостовиков, установ­ленных на участках добычи и используемых в скважинах до привлече­ния к проекту организаций-разработчиков. Эти длинные хвостовики подвергались эрозии, на них скапливались минеральные отложения, что оказывало существенное влияние на эксплуатацию оборудования и соз­давало значительные трудности при проведении капитального ремонта.

Обслуживание скважин

В 1998 году область применения колтюбинга расширилась. Его стали использовать при обслуживании скважин, в частности для селек­тивной кислотной обработки продуктивного пласта посредством при­менения надувных пакеров, а также для ловильных работ.

227

Впервые было проведено успешное испытание колтюбинговой установки в зимних условиях. В 2000 г. после ввода в эксплуатацию дополнительной установки работы велись в полном соответствии с графиком.

Начало зимней эксплуатации стало возможным после того, как ] была усовершенствована топливная система установки, отработаны ме- 1 тодики запуска, последовательность выполнения работ, пересмотрены эксплуатационные характеристики кранов и т. д. В настоящее время 1 возможности работы в зимний период ограничены соображениям безо- 1

228

.

пасности персонала: температурой воздуха (не ниже минус 25°С) с уче­том скорости ветра, видимостью и другими факторами.

Дальнейшую модернизацию оборудования и технологий планиро­валось осуществить после бурения новых скважин в 2003 году (рис. 14.14). Новый подход к изготовлению оборудования позволил принять на вооружение колтюбинговые агрегаты с расширенными тех­ническими возможностями.

Текущий ремонт скважин

Срок эксплуатации многих скважин месторождения исчисляется с середины 1980-х годов, большинство из них требует текущего ре­монта. Недостаток качественных ловильных инструментов и ресурсов для их усовершенствования привел к тому, что большая часть скважин была заполнена канатами и бросовыми долотами. Это делает невоз-

229

можным доступ к их продуктивным зонам. Статистика утерянных ло-вильных инструментов практически не велась, поэтому оценить суще­ствующее положение для планирования аварийных работ не представ­лялось возможным.

Усовершенствование канатной системы и инструментов в целях повышения их ловильной способности ведется непрерывно, но пока про­блема не решена. Возможность испытать в действии различные ловиль-ные инструменты появилась после внедрения колтюбинга, ряд скважин был очищен, возобновилась их эксплуатация, начали проводиться ре­монтные работы устья скважин и подготовка к капитальному ремонту.

Гидравлические разъемные ловильные инструменты, установки для ловли канатов и извлечения инструментов из скважин, изоляцион­ных муфт вполне эффективны.

В одном случае было произведено бурение колтюбингом 3'/₂ дюйма, установлен надувной пакер при проведении текущего ремонта устья скважины, предшествовавшего капитальному ремонту. Резка и закупоривание были выполнены методом колтюбинга инструментами 2⁷/g дюйма и З¹/? дюйма.

Асфальтены и парафин, накапливающиеся в скважинах, также за­трудняют добычу. Для очистки от этих продуктов использовался кол-тюбинг. Были закачаны растворители, и произведена окончательная очистка с помощью дробильного агрегата.

Данные, собранные до начала капитального ремонта в полевых условиях, рассматриваются теперь как существенный элемент при об­служивании скважин. Подготовка к капитальному ремонту с ис­пользованием колтюбинговых ловильных инструментов, очистного оборудования и жидкостной заливки сокращает сроки бурения, дает возможность обслуживающему персоналу произвести предварительную задавку эксплуатационной скважины и ее каротаж.

Тип тюбинга Существующий конический

1500

2500

900

47₂» 15,1# 47₂« 13,5# 37₂» Ю,2# 2⁷/₈» 7,9#

Предлагаемый	Предлагаемый
конический	для обсадной
	колонны
	7 дюймов
1500	1500
4000	4000

900

Капитальный ремонт скважин

Капитальный ремонт включает извлечение из скважины остатков пакера при длине хвостовиков до 700 м, налипаний в местах прихвата в скважине коррозионных веществ и сильно корродированных труб. Про-

230

ведение таких работ - процесс трудоемкий. Якоря лифтовой колонны вытаскиваются с трудом, поэтому трубы режутся и достаются по час­тям. Теперь резка труб может выполняться по методу колтюбинга в том случае, если скважина находится в плохом состоянии. Прочность труб таких скважин невысока из-за их сильной коррозии. Некоторые виды пакеров с трудом поддаются разбуриванию.

На практике самым сложным в капитальном ремонте всегда было удаление корродированных в местах прихвата хвостовиков при необса-женном стволе скважины. Наиболее часто встречающийся вариант скважины с обсаженным стволом в 7 дюймов, размер тюбинга - 5 /? дюйма. В необсаженном стволе скважины (8¹/? дюйма), имеющем больший внутренний диаметр, чем верхние обсадные трубы (7 дюй­мов), возникают серьезные ограничения при подборе ловильных инст­рументов, что значительно снижает возможность извлечения хвостови­ков колонны. Более сложная ситуация может возникнуть в случае, когда в необсаженном стволе скважины (87г дюйма) размер верхних обсад­ных труб равен 5¹/₂ дюйма. Трудности при проведении ловильных работ и извлечении хвостовика колонны в значительной степени возрастают, если хвостовик колонны падает в интервал необсаженной скважины.

Первоначальным решением при извлечении хвостовиков труб бы­ло дробление пакера с целью достать как можно больше труб. После этого, чередуя дробление пакера и ловильные работы в местах прихвата труб, производилась очистка ствола скважины для каротажа. В таком решении есть определенный риск, на выполнение работы требуется много времени, особенно в тех случаях, когда в рабочих журналах скважины содержатся неполные или недостоверные данные. Время, за­траченное на извлечение труб, увеличивает стоимость капитального ремонта, и, кроме того, если не удается удалить трубу из скважины, они будут отрицательно влиять на эффективность добычи и получение ин­формации о состоянии запасов нефти и газа.

Разработчики Карачаганакского месторождения изучили все предложения. Часть программы по внедрению новых систем и техноло­гий была рассмотрена специальной группой, в состав которой вошли эксплуатационники и подрядчики. Были проведены аттестационные ис­пытания оборудования для цементирования скважин малого диаметра, замера глубины, на которой производится прихват труб, а также оценка уровня коррозии труб.

Эта информация была использована для разработки общих прин­ципов капитального ремонта: резки, промывки и извлечения труб по кускам. По графику последовательности технологических операций в рамках программы следовало избегать или свести к минимуму любое дробление, выбрать варианты для каждой стадии и определить возмож­ные трудности. Зная объем, глубину и уровень, на котором установлена

231

труба, определив уровень коррозии, трубу можно разрезать и извлечь кусками.

Если предположить, что подготовка скважины прошла успешно и глубина каждого отрезка хвостовой колонны четко определена (где это было возможно), то резку колонны на части можно произвести с по­мощью струи эрозионной жидкости высокого давления в период капи­тального ремонта. Однако дробление пакера дает много осколков, что очень затрудняет движение каната. В этих случаях для очистки и до­ступа к отрезкам применяется колтюбинг. Именно по этой причине бы­ло проведено испытание ряда тюбинговых режущих инструментов с последующим их применением в период капитального ремонта.

При сборе данных особое внимание было направлено на очистку скважин до самого основания хвостовика. На некоторых скважинах требовалась очистка путем колтюбинговых ловильных работ. Очистка хвостовой части колонны до самого основания давала возможность проникновения колтюбинга сквозь забитые зоны хвостовой части ко­лонны, закачки кислоты, ее впитывания и растворения осадка, после чего хвостовик можно было извлечь по частям.

На Карачаганакском месторождении работа с использованием кол-тюбинга впервые была проведена на скважине № 203. Вся хвостовая часть колонны была освобождена и извлечена одним отрезком, это позволило не проводить дополнительное бурение, по меньшей мере, 10 дней. Извлече­ние хвостовой части колонны одним отрезком дает идеальную возмож­ность сравнить ее состояние с каротажными данными по коррозионному износу. Было получено полное соответствие данных, подтверждающих их точность и надежность в процессе принятия решения.

Общее ускорение проведения капитального ремонта было нагляд­но продемонстрировано сокращением графика выполнения буровых работ на скважинах (рис. 14.15). Благодаря применению метода колтю­бинга и инструментов для его применения значительно улучшился сбор данных.

Интенсификация скважин

Мероприятия по интенсификации скважин на месторождении Ка-рачаганак обусловлены необходимостью удаления выбросов после бу­рения и проникающих пластовых флюидов. Вместо заканчивания сква­жин проводится их стимуляция путем закачки кислоты с целью про­мывки продуктивных горизонтов. Одновременно работает колтюбинго-вый агрегат, совершая возвратно-поступательные движения через про­дуктивную толщу. Средний срок проведения такой работы, включая сборку основных узлов агрегата, 3 дня. Практика выполнения этих ра­бот показала, что 15%-ная концентрация кислоты дает больший эконо­мический эффект.

Средний объем для такого типа работы с 15%-ной кислотой -44 м³ в зависимости от площади ПЗП и пористости пласта. При обра-

232

ботке кислотой добавляют антикоррозийные реактивы и ингибиторы, антифрикционные присадки, ПАВ, неэмульгирующие агенты, серную кислоту и стабилизатор железа. Обычно среднее состояние наружного слоя (обшивки), равное 2, достигается после обработки кислотой, что свидетельствует о том, что загрязнения после бурения и капитального ремонта удалены эффективно.

Продолжительность капремонта до усиленной подготовки скважин

2d 32? 310 152 351 347 168 60$ ?U 700 328 ?G3 822 80Л 702 302 106 223

Иоименовомме

Свважии

Продолжительность капремонта после усиленной подготовки скважин Рис. 14.15. Выполнение капремонта

Геофизические исследования (каротаж) в эксплуатационных скважинах, выполненные до и после интенсификации пласта с помо­щью кислоты, используются для определения зон, которые будут более продуктивными при последующих восстановительных работах.

Закачка кислоты под давлением с поверхности и использование добавок к буровому раствору для ее закачки в зоны поглощения были подобраны опытным путем на 4 скважинах. Отмечено незначительное улучшение работы этих скважин.

233

Соотношение газа и конденсата 1000 m^j-3000 м³

Соотношение газа и нефти Плотность конденсата

Плотность нефти СО₂

h₂s"

Статическая температура в забое на глубине 5100м Статическое давление в забое на глубине 5100 м Максимальное давление в устье скважины Динамическая температура в устье скважины Гидродинамическое давление на устье скважины

300 м³ - 800 м³ 42-52 градуса по методике Американского нефтяного института 34-42 градуса по методике Американского нефтяного института Максимально 7,45% молей Максимально 5,0% молей 85°С

600 бар (8700 фунтов на квадратный дюйм) 400 бар (5800 фунтов на квадратный дюйм) 10-40°С

180-250 бар (2610-3625 фунтов на квадратный дюйм)

Использование добавок одновременно с обработкой скважины кислотой дает хороший эффект даже в том случае, когда обработка только одной кислотой не дала результата. Зона сильного поглощения в верхней части продуктивной толщи поглотила большую часть кислоты. Повторная обработка с использованием колтюбинга и добавки к буро­вому раствору кислоты дали прекрасный результат.

Опытная стимуляция (воздействие на пласт) избранных зон с ис­пользованием надувных пакеров была проведена на 3 скважинах. Пер­вые эксплуатационные испытания в 1998 году прошли неудачно: мате­риал для надувных пакеров был подобран без учета условий скважины. Последующие эксплуатационные испытания с применением соответ­ствующего материала были более успешными.

Работы с надувным пакером, проведенные на 2 скважинах, пока­зали, что стимуляция с использованием мультипакеров возможна и что большая часть пакерных элементов может быть извлечена из скважины. На обеих скважинах для очистки от раздробленных фрагментов пакеров был применен колтюбинг.

Последние эксплуатационные испытания вращающегося гидро­монитора доказали высокую эффективность агрегата в динамике изме­нения добычи.

На сегодняшний день можно сделать вывод, что введение жидко­сти под высоким давлением, если сравнивать его с промывкой под низ­ким давлением, будет следующим значительным этапом в усовершен­ствовании процесса стимуляции скважин месторождения Карачаганак.

234

Разработка метода колтюбинга специально для месторождения Ка-рачаганак оказалась одинаково эффективной как в условиях длительного обслуживания скважин, так и в период проведения капитального ремон­та. Использование колтюбинга наряду с традиционным методом бурения со съемным керноприемником позволило решить ряд проблем, вызван­ных сложными условиями на скважинах этого месторождения.

Осуществление работ в местах, отдаленных от центров сервисного обслуживания, требует выполнения срочных испытаний и оценки ре­зультатов на месте. Это единственный способ избежать поломки обору­дования и получить данные конкретно для условий скважины.

Метод колтюбинга новый для данного месторождения и требует четкого применения, тщательной апробации, правильного планирова­ния и постоянной оценки результатов. Это может быть достигнуто в сочетании с огромным желанием успешного выполнения программы долгосрочного развития проекта при взаимной выгоде эксплуатацион­ников и поставщиков оборудования.

Водоизоляционные работы в скважинах с использованием колтюбиш овой установки М-10

Проведение водоизоляционных работ является одной из важных технологических операций при эксплуатации скважин.

Использование традиционных технологий в целом обеспечивает водоизоляцию скважин. Однако такие технологии высокозатратны, продолжительны по времени и во многих случаях изменяют коллектор-ские свойства продуктивных пластов.

Опыт работ с использованием длинномерных безмуфтовых труб показал, что колтюбинговые технологии имеют ряд преимуществ перед традиционными технологиями. Их применение позволяет:

• сохранить коллекторские свойства газонасыщенного пласта в условиях АНПД;

• значительно сократить время на выполнение работ (оценочное время проведения работ 10 суток);

- снизить стоимость ремонта скважины. Водоизоляционные работы проводятся без глушения скважины и

извлечения подземного оборудования (НКТ и пакера) в такой последо­вательности.

1. Ликвидация песчаной пробки на забое скважины и специ­ альные геофизические исследования для определения интервала изоля­ ционных работ.

2. Перфорирование «хвостовика» НКТ над кровлей изоляцион­ ного моста.

235

3. Определение объема тампонирующего материала закачкой вяз­ кой жидкости через безмуфтовую длинномерную трубу (БДТ) на забой скважины с контролем уровня жидкости и НКТ эхолотом МС-401.

4. Продувка скважины до полного выноса вязкой жидкости.

5. Тампонирование скважины уточненным объемом водоизо- ляционного раствора закачкой через БДТ на забой с контролем уровня водоизоляционного раствора в НКТ эхолотом МС-401.

6. Запуск скважины в шлейф после ОЗЦ.

Состояние скважины до начала ремонтных работ

1. Эксплуатационный пакер герметичен.

2. Скважина работает с повышенным выносом пластовой воды и песка.

3. Уровень жидкости в статических условиях определяется в ниж­ них отверстиях перфорации.

4. Текущий ГВК в пределах куста прямыми замерами не контро­ лируется.

5. НКТ перекрывают интервал перфорации.

6. Текущий забой соответствует нижним отверстиям перфорации.

7. Нарушений колонны НКТ геофизическими методами не отме­ чается.

Геофизические исследования проводятся и интервале забой -кровля сеномана.

Технологические операции и последовательность их выполнения Ликвидация песчаной пробки

На скважину доставляется установка М-10, комплект факельной и нагнетательной линии, необходимый объем пенообразующеи жидкости, насосный агрегат, ППУ.

После монтажа оборудования спуском БДТ с одновременным на­гнетанием пенообразующеи жидкости скважина промывается до искус­ственного забоя с выбросом пены на факел.

Примерный комплекс специальных исследований, позволяющий получить достоверную информацию о состоянии скважины без извле­чения НКТ:

ГК, ЛМ - уточнение конструкции скважины;

ТМ - определение профиля, притока по кривым восстановления температуры (запись со скоростью 20-50 и/ч):

МИД - выявление дефектов эксплуатационной колонны в интер­вале продуктивного пласта (наличие сквозных продольных и попереч­ных нарушений);

236

С-НГК - определение характера насыщения пропластков по раз­резу (выделение высокопроницаемых пропластков), определение ис­точников обводнения;

АКШ - определение состояния цементного камня за экс­плуатационной колонной, определение интервалов кавернооб-разования и объема каверн.

При необходимости уточнения характера обводнения куста газо­вых скважин комплекс специальных исследований может быть допол­нен инклинометрией и ВСП.

После уточнения интервала установка изоляционного моста прово­дится перфорация хвостовика НКТ над кровлей изоляционного моста.

Перед нагнетанием в скважину водоизоляционного раствора скважина продувается до полного выноса вязкой жидкости. Нагнетается водоизоляционный раствор при закрытой скважине с контролем уровня водоизоляционного раствора в скважине эхолотом. При достижении водоизоляционным раствором спецотверстий в хвостовике НКТ нагне­тание водоизоляционного раствора прекращается, БДТ поднимается из скважины. Через сутки технологического простоя при условии сохра­нения «головы» изоляционного моста на уровне спецотверстий (по за­меру эхолота) скважина запускается в шлейф, технологическое обо­рудование демонтируется.

Для проведения водоизоляционных работ применяются спе­циальные тампонажные составы.

Лучшими технологическими показателями обладают тампонаж­ные составы на основе диэтиленгликоля (ДЭГ) и портландцемента.

Основной тампонажный состав - диэтиленгиколь и порт­ландцемент для «холодных» скважин при водоцементном отношении 0,5, обладает высокой вязкостью и плотностью, а также селективным действием. В газонасыщенной части продуктивного пласта тампонаж­ный состав не твердеет, сохраняя продолжительное время свои техно­логические свойства.

Технологические операции и последовательность их выполнения Специальные геофизические исследования

Цель исследований:

• определение источника обводнения (водоприток через негерме­ тичный башмак эксплуатационной колонны, заколонный водоприток по негерметичному цементному кольцу, латеральный водоприток по высо­ копроницаемому пропластку, подъем ГВК до нижних дыр перфорации);

• определение технического состояния эксплуатационной колонны;

• определение состояния цементного камня за эксплуатационной колонной;

• определение объема каверн за эксплуатационной колонной;

• уточнение интервала установки изоляционного моста.

237

На базе основного состава созданы композиции с регулируемыми сроками схватывания тампонажного раствора. Сроки схватывания регу­лируются в широких пределах введением в диэтиленгликоль техниче­ской воды в объеме от 5 до 30%. Качественный цементный камень по­лучается при использовании засоленного (отработанного при осушке природного газа) диэтиленгдиколя с содержанием воды от 15 до 25% общей минерализацией от 5 г/л до 10 г/л.

Наиболее эффективными изоляционными составами для ог­раничения продвижения подошвенной воды являются дэгоцементные композиции с гелеобразными сшитыми полимерами марки «ПОЛИПЛАСТ-Г».

«ПОЛИПЛАСТ-Г» химически сшитый акриловый водона-бухающий полимер. В зависимости от марки полимера водопоглощаю-щая способность колеблется от двухсот до нескольких тысяч объемных процентов. Тампонажные композиции, содержащие до 10% дисперги­рованного полимера «ПОЛИПЛАСТ-Г», обладают эффектом расшире­ния при контакте с пластовой водой, что позволяет качественно изоли­ровать заколонное пространство скважины при продвижении подош­венных вод в процессе эксплуатации газовых месторождений.

Для борьбы с латеральным обводнением газовых скважин и ликви­дации прорыва пластовой воды по литологическим «окнам» в массивных залежах применяется технология изоляционных работ дэгоцементными композициями с созданием гидрофобного экрана в обводнившемся про­дуктивном пласте. Колтюбинговые установки позволяют доставлять гид-рофобизирующую композицию непосредственно в интервал обводнив-шегося пласта, что значительно сокращает время технологических опе­раций. Основой гидрофобизирующих композиций являются гидрофузы. Гидрофузы - крупнотоннажные отходы производства подсолнечного масла. Применение гидрофузов позволяет исключить углеводородные жидкости при проведении капитального ремонта скважин (М. Гейхман, А. Райкевич и др.)

Определение объема водоизоляционного раствора, тампонирование скважины

БДТ спускается на забой скважины. На трубную задвижку ФА мон­тируется эхолот МС-401. Производится контрольное определение уровня жидкости в скважине (привязка эхолота). При закрытой скважине через БДТ на забой с минимальной скоростью (режим заполнения скважины с забоя) закачивается вязкая жидкость (полипласт-Г, эмультон, облегчен­ная эмульсия). Закачка прекращается по достижении вязкой жидкости спецотверстий в хвостовике НКТ. Необходимый объем водоизоляцион­ного раствора равен объему закачанной вязкой жидкости.

238

Борьба с водо- и пескопроявлениями с использованием колтюбинговых установок в Уренгойгазпроме

Бурное развитие колтюбинговых технологий, которое наблюдает­ся сегодня в основных нефтегазодобывающих странах мира, обуслов­лено их высокой экономической эффективностью и значительными экс­плуатационными преимуществами. В связи с этим «Газпром» принял решение о разработке и выпуске отечественных колтюбинговых уста­новок. По результатам сравнительных испытаний наиболее удачным промышленным образцом была признана колтюбинговая установка РАНТ 10-01, произведенная на предприятиях Белорусского фонда раз­вития и поддержки изобретательства и рационализации. Установка по­ставлена в ООО «Уренгойгазпром» в мае 1999 г. и успешно прошла опытно-промышленную эксплуатацию на Уренгойском месторождении.

В середине февраля 2000 года была закуплена новая разработка ФИД - установка М-10 (оборудование ремонтно-технологическое кол-тюбинговое). Данную установку можно эксплуатировать с трубой диа­метром 33,5 и 38,1 мм, кроме этого, она оснащена гидравлическим ус­тановщиком оборудования для монтажа инжектора и ПВО на устье скважины и удержания инжектора во время работы.

Расширение парка колтюбинговых установок позволило корен­ным образом изменить стандартный подход к ремонту скважин, обес­печить индивидуальный комплексный подход к каждой конкретной скважине, включающий детальное исследование ее технического со­стояния и проведение полного набора ремонтно-технологических опе­раций в целях максимального увеличения ее производительности и межремонтного периода работы.

В 1999 г. специалистами УИРС филиала «Уренгойгазпром» был разработан прогноз динамики работ по ремонту скважин до 2005 года. Прогноз, учитывающий специфику Уренгойского месторождения в це­лом и текущее состояние его конкретных скважин, показывает, что в ближайшие годы количество газовых скважин, требующих ремонта, будет резко возрастать. Более того, на данном этапе эксплуатации ме­сторождения будет увеличиваться число скважин, на которых в целях вывода их из бездействия необходимо будет проводить не один, а не­сколько видов работ одновременно.

За период эксплуатации колтюбинговых установок отремонтировано более 100 скважин. Проведены различные технологические операции, в том числе: 1) промывка песчаной пробки; 2) водоизоляция закачкой реа­гента А-Пласт; 3) закрепление ПЗП закачкой А-Пласт и цементного рас­твора; 4) установка цементного моста; 5) освоение скважины; 6) ликвида­ция гидратной и гидратнопарафинистой пробки. Первые четыре вида ре­монта с использованием колтюбинговых установок в России выполнялись впервые, поэтому рассмотрим их более подробно.

239

Отдельные виды операций, проведенных на УГКМ с при­менением колтюбинговых установок, представлены в таблице 14.2.

Таблица 14.2

Операции, проведенные на УГКМ с применением колтюбинговых установок

№ п/п	Вид ремонта	Количество I скважино-операций
	Газовые скважины
1	Промывка песчаной пробки	26
2	Промывка песчаной пробки с последующей водоизоляцией закачкой стиромали	4
. . . 3	Промывка песчаной пробки с последующей водоизоляцией закачкой стиромали с докреплением цементным раствором	1
4	Промывка песчаной пробки с последующим освоением	>
5	Освоение скважины ступенчатым допуском БДТ	2
6	Ликвидация гидратно-ледяной пробки
7	Промывка компановки забойного фильтра ФСК-114	1
	ИТОГО:	36
	Газоконденсатные скважины
8	Ликвидация гидратно-ледяной пробки	о
9	Освоение сквожины
	ИТОГО:	Q
	Нефтяные скважины
10	Ликвидация парафино-гидратной пробки	10
	ИТОГО:	10
	ВСЕГО:	55

Промывка песчаной пробки

Значительная часть скважин в зоне ПЗП в результате обводнения конденсационными и подошвенными водами подвержена разрушению и образованию песчаных пробок, что приводит к снижению дебита, а в не­которых случаях и к невозможности их эксплуатации. Промывка песча­ной пробки является наиболее распространенным видом работ, который проводится в последнее время. Начиная с июня 1999 года на скважинах Уренгойского месторождения для удаления песчаных пробок применя­ются наиболее эффективные технологии, связанные с использованием колтюбинговых установок (РАНТ 10-01, М-10) с безмуфтовой длинно-

240

мерной трубой (БДТ) диаметром 33,5 и 38 мм. При этом в качестве про­мывочных жидкостей используются специализированные растворы: во-дометанольный, двухфазные пены, конденсат и т. д. Однако технологии промывки песчаных пробок с данными растворами имеют ряд сущест­венных недостатков. Таких, например, как:

- большие гидравлические потери по БДТ, обусловливающие при проведении работ высокие устьевые давления (до 100-130 кг/см ), при­ водящие, в свою очередь, к разрушению структуры пенных растворов из-за их недостаточной стабильности;

- низкая скорость восходящего потока, не всегда обеспе­ чивающего полный вынос песка из скважины, и др.

Для устранения этих недостатков специалистами управления ин­тенсификации и ремонта скважин филиала «Уренгойгазпром» была раз­работана и внедрена технология удаления песчаных пробок путем за­качки специального состава в БДТ. При выходе из промывочной насад­ки такой состав размывает пробку и, смешиваясь с газом, образует дис­персную систему (двухфазную пену или аэрозоль, в зависимости от расхода пенообразующего состава). При этом основной энергией, обес­печивающей вынос песка из скважины, служит пластовая энергия газа и восходящий поток дисперсной системы. Главной задачей при проведе­нии работ с использованием нового пенообразующего раствора являет­ся обеспечение такого его расхода, чтобы на забое скважины происхо­дило образование двухфазных пен, которые обеспечивают наиболее эффективный вынос частиц песка из скважины.

Данная технология была использована при ремонте более 50 скважин. Во всех случаях наблюдалось полное удаление песчаных про­бок, что позволило значительно увеличить продуктивность скважин. На некоторых скважинах увеличение дебита составило по сравнению с до-ремонтным периодом от 50 до 100%.

В самом общем виде, технология промывки песчаной пробки с использованием колтюбинговой установки заключается в последова­тельном выполнении работ:

• по определению технического состояния скважины (исследование с отбором проб на различных режимах, отбивка текущего забоя);

• по спуску безмуфтовой длинномерной трубы до верха песчаной пробки;

• по промывке песчаной пробки подачей в БДТ раствора ПАВ до искусственного забоя, при этом для профилактики гидратообразования также производится дозированная подача метанола;

• по продувке скважины на факел в целях удаления песка из ство­ ла скважины и извлечение БДТ;

• по исследованию скважины после проведения ремонта.

241

Рис. 14.16. Изменение дебита газовых скважин Промывка песчаной пробки, водоизоляция закачкой А-Пласт

В случаях, когда разрушение ПЗП произошло в результате обвод­нения скважины подошвенными водами (нижние интервалы перфора­ции находятся ниже уровня ГВК), после промывки песчаной пробки проводились работы по изоляции интервалов притока пластовой воды закачкой полимерного изоляционного раствора А-Пласт. Данный вид ремонта был проведен на 4 скважинах Уренгойского месторождения во всех случаях получен положительный результат (табл. 14.3). При необ­ходимости, в целях закрепления ПЗП скважины, после закачки поли­мерного раствора производится докрепление водоизолирующего экрана цементным мостом.

Таблица 14.3

Результаты проведения водоизоляционных работе с применением колтюбинговых установок

№ п/п	№ скважины	До ремонта		После ремонта		1 Примечание J
		Содержание воды, г	Содержание песка, г	Содержание воды, г	Содержание песка, г
]	122	8000	80	150		Проведены работы по закреплению ПЗП закачкой жидкого стекла
2	322	20000	123	300
J	512	8000
4	6132	650	40	30

242

Освоение скважины

При выполнении данной операции производится поинтервальная продувка скважины через каждые 100-200 м допуском БДТ. С исполь­зованием данной технологии было проведено 4 скважино-операции, при этом скважины, в которых длительное время (5-7 суток) не могли вы­звать приток газа традиционными способами (перевод на более легкую жидкость, снижение уровня подачей газа в затруб на затрубное про­странство), были освоены в течение 1-2 суток. Эффективность данной технологии многократно возрастет, если в комплекте с колтюбинговы-ми установками использовать азотно-бустерный комплекс для продувки скважин азотом.

С целью изучить эффективность ремонта с использованием кол-тюбинговой установки сеноманских скважин Уренгойского месторож­дения специалистами УИРС и УТ ПУ ООО «Уренгойгазпром» была разработана «Программа проведения исследовательских работ при про­мывке песчаных пробок газовых скважин», которой предусматривается периодическое проведение работ по замеру текущего забоя, га­зодинамическим исследованиям с отбором проб через «НАДЫМ». Ре­зультаты исследований по некоторым скважинам, приведенные в таб­лице 14.4, показывают, что практически во всех случаях после проведе­ния работ происходит увеличение дебита скважин в среднем в 1,1—1,7 раза и отсутствие или снижение содержания в пробах воды и песка. Ди­намика изменения дебита до и после ремонта приведена на рисунке 14.16 (А. Ахметов и др.).

Целью данных исследований было определение межремонтного периода (накопление песчаной пробки в скважине), определение опти­мального технологического режима эксплуатации скважины и разра­ботка перспективной программы обслуживания для внедрения его на других газовых месторождениях Западной Сибири.

Опыт применения колтюбинговых установок за небольшой пери­од времени показал их высокую эффективность, которая достигается за счет повышения производительности труда в 3-4 раза и сокращения стоимости ремонта в 2-3 раза по сравнению с использованием подъем­ных агрегатов.

В связи с началом перехода разработки месторождения в последний третий этап (период падающей добычи) происходит резкий рост затрат на проведение работ по поддержанию проектных объемов добычи газа, и, если учесть, что в настоящее время количество скважин, ожидающих ремонта, резко возросло, то появилась необходимость значительного увеличения объ­емов работ с применением колтюбинговых установок.

По результатам внедрения этих установок в 1999 г. был дан про­гноз работы Управления интенсификации и ремонта скважин до 2005 года с расчетом планируемых объемов работ и затрат на ремонт скважин. Прогнозирование основных технико-экономических показателей произ­водилось с учетом дальнейшего внедрения колтюбинговых установок и

243

увеличения, в связи с этим, количества бригад. Расчет числа ремонтов произведен исходя из того, что необходимо отремонтировать такое коли­чество скважин, чтобы максимально продлить время разработки место­рождения и обеспечить проектные отборы газа. Согласно расчетам, при­менение колтюбинговых установок совместно с подъемными установка­ми позволит сократить затраты на проведение работ более чем в 2 раза. Кроме того, в будущем планируется увеличить количество видов прово­димых операций и использовать их при проведении таких работ, как ус­тановка отсечных цементных мостов; разбуривание цементных стаканов с применением забойных винтовых двигателей; ремонт поглощающих скважин; опрессовка обсадных колонн и поиск интервал негерметично­сти с использованием надувных пакеров; кислотные и щелочные обра­ботки скважин; периодическая продувка скважин азотом и т. д.

Таблица 14.4

Результаты исследований водопескопроявляющих газовых скважин Уренгойского НГКМ при проведении ремонтных работ

№ п/п	Номер скважины	Интервал пробки	Дата ремонта	Q/q, ед.	Q/q, 11.99. ед.	Q/q, 12.99, ед.	Q/q, 04.00. ед.	М общ. |
1	122*	1210-1220 м	08.99 г.	1.05	1	1	0,59	16.5
2	164	1173-181 м	09.99 г.	1	1	1	0.47	7,7 |
3	214	1121-1219 м	06.99 г.	1	2.62	1.24	1.57	3.2
4	285	1185-1199 м	05.99 г	1.08	1,24	0,5	0,78	1,5
5	322**	1190-1213 м	08.99 г.	1	1.97	2.14	1,47	0
6	463	1208-1403 м	06.99 г.	1.15	2.99	2.93	1,51	0
7	482	1192-1235 м	06 99 г.	1,16	1.63	1	1,12	0,3
8	4131	1185-1210 м	12.99 г.	1	1	1	1.04	0
9	512*	1180-1229 м	08.99 г	1	3.56	3.63	2,1	0,7
10	514	1146-1150,5 м	06.99 г.	1	1,8	1.26	1.07	0
11	592	1182-1184 м	10 99 г.	]	1.31	1,35	1.24	0,2
12	682	1142-1232 м	10.99 г.	1,02	1,67	1,39	0,91	о
13	6102	1216-1233 м	11.99 г	1	1	1	1.23	0,2
14	6121	1181-1185 м	10 99 г.	2,07	2.14	0.8	0.94	1,5
15	6132*	1204-1240 м	11 99 г	1.01	1.01	1.12	1.02	1.7
16	7121	1140-1154,5 м	12.99 г.	1	1	1	0,71	3,3

О - дебит скважины после ремонта

q - дебит скважины до ремонта

Исследования проводились на режимах, близких к рабочему, в течение 1 часа.

* - в скважинах проведены работы по промывке песчаной пробки и ограниче­нию водопритока;

** — в скважине проведены роботы по промывке песчаной пробки и подготовка скважины к обработке ПЗП жидким стеклом. Скважины № 285, 6121 на 01.12.99 г. ра­ботали с ограничением по выносу механических примесей.

Некоторые технологические операции можно выполнять только с помощью подъемных установок, однако планируется и здесь использо­вать колтюбинговые установки (например, глушение скважины, водо-изоляционные работы, растепление гидратных и промывка песчаных пробок, освоение, интенсификация притока и т. д.), что приведет к до­полнительному снижению затрат на ремонт скважин.

244

Эксплуатация колтюбинговых установок на предприятиях ОАО «Татнефть»

Колтюбинговые установки в ОАО «Татнефть» стали применяться в 1997 г. В целях внедрения технологий на предприятиях акционерного общества было создано специализированное Актюбинское УККМ и за­куплены две американские установки с гибкой трубой, фирмы «Стюарт и Стивенсон» с инжектором грузоподъемностью 9 тонн и фирмы «Хайд-ра-Риг» с инжектором грузоподъемностью 20 тонн. Допол­нительно к этим установкам были приобретены два насосных афегата производства США. Освоены технологии по промывке забоев скважин с целью открытия интервала перфорации, обработке призабойной зоны (ОПЗ) скважин различными химическими реагентами и по промывке в целях прохождения приборов, освобождения колонны насосно-компрессорной труб (НКТ) и прочее.

Проведены экспериментальные работы по физической ликвида­ции скважин с закачкой глинистого раствора, установкой цементных мостов, а также по подготовке оборудования к разбуриванию цемент­ных мостов с использованием гибкий трубы диаметром 38 мм.

В управлении создана группа по исследованию скважин, она имеет три подъемника ПКС-5000 на базе автомобиля «Урал». За 2000 год этой группой по заявкам Управления повышения нефтеотдачи пластов и капи­тального ремонта скважин (УПНПиКРС) было исследовано 270 скважин.

Основными заказчиками являются нефтегазодобывающие управ­ления (НГДУ) «Азнакаевскнефть». «Альметьевнефть», «Иркеннефть». «Джалильнефть», «Лениногорскнефть», «Заинскнефть», «Бавлынефть» и «Прикамнефть».

Первые технологии предусматривали беспрерывную промывку забоев скважин, однако в дальнейшем ее начали дополнять последую­щей ОПЗ продуктивного пласта с использованием КПАС. В 1999 году уже выполнили около 10 технологий (табл. 14.5).

В 2000 г. освоили следующие виды ремонта:

- выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием смеси пресной воды и силиката натрия;

- изоляцию вод в скважине с горизонтальным забоем с ис­ пользованием смеси пефтенола и нефти;

• ОПЗ добывающих скважин с горизонтальным стволом с исполь­ зованием ВПК-402 и пресной воды;

• изоляцию подошвенной воды ВУС в добывающих скважинах с применением РДН-0, РДН-1, ПАА и ацетата хрома;

• разбуривание цементного моста.

245

Таблица 14.5

Освоенные виды ремонтов скважин с использованием установок с колонной гибкой трубы

Вид ремонта	Количество выполненных ремонтов
1. Беспрерывная промывка забоев скважин с закачкой дистиллята (К—2)
2. Беспрерывная промывка забоев скважин с последующей ОПЗ продуктивного пласта с использованием HCj	35
3. Беспрерывная промывка забоев скважин с последующей ОПЗ продуктивного пласта с использованием К-2+НС!	7
4. Беспрерывная промывка забоев скважин с последующей ОПЗ продуктивного пласта с использованием МЛ-80+НС,	б
5. Беспрерывная промывка забоев скважин с последующей ОПЗ продуктивного пласта с использованием глинокислоты	19
6. Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин	б

Вот некоторые наиболее интересные решения по восстановлению скважин.

Технология очистки призабойной зоны пластов нагнетательных скважин. За многолетнее использование нагнетательных скважин за­качкой сточных вод в зоне пласта происходит закупорка фильтраци­онных каналов, что значительно сокращает объемы закачки. Анализ причин засорения пластов показал их загрязнение следующими твер­дыми частицами и веществами (табл. 14.6).

Таблица 14.6

Твердые	Жидкие	Вязкопластичные I
- механические примеси	- мелкодиспергированная и пленочная нефть	- илистые суспензии
- соли		- глинизированные суспензии
- окислы железа		- ингибиторы коррозии
- частицы цементного раствора		- парафиновые отложения |

Необходимое увеличение фонда нагнетательных скважин проис­ходит за счет бурения новых скважин и перевода добывающих скважин в нагнетательные.

Однако в последнем случае на стенках обсадной колонны таких скважин остаются парафин и нефть, которые, попадая вместе с механи­ческими частицами в призабойную зону, частично кольматируют пласт, уменьшая его проницаемость.

Технология очистки призабойной зоны пластов нагнетательных скважин путем создания депрессии и с одновременным химическим воздействием на пласт с помощью агрегата «Колтюбинг» гарантирует

246

удаление механических частиц из пор пласта, за счет энергии пласта и растворение кольматирующих веществ путем закачки в пласт химиче­ского реагента (растворителя).

Технология солянокислой обработки горизонтального ствола с резкой точечных каналов. Способы кислотной ОПЗ продуктивного пла­ста, разработанные для вертикальных скважин, не могут быть исполь­зованы в горизонтальных стволах. Основная техническая сложность -равномерно закачать кислоту по относительно длинному (200-350 м) стволу, так как обработке подвергается только небольшой участок го­ризонтального ствола длиной не более 5-7 м.

Совместно с ТатНИПИнефтью Актюбинским УККМ освоена тех­нология кислотной обработки открытого горизонтального ствола (па­тент РФ № 2082880). Технология основана на делении горизонтального ствола на участки (интервалы) и поочередной их обработке и включает в себя:

• заполнение горизонтального ствола вязкой инертной к кислоте жидкостью (водным 0,1%-ным раствором МЛ-81), выполняющей роль гидравлического пакера;

• заполнение интервала горизонтального ствола раствором соля­ ной кислоты с последующим продавливанием его в данный интервал;

• резка точечных каналов, сопровождающаяся увеличением рас­ хода соляной кислоты;

• заполнение, продавка и резка следующего интервала.

Наибольший эффект достигается при солянокислотных обработ­ках скважин с карбонатным пластом-коллектором и с обводненностью не более 50-60%.

Технология очистки эксплуатационных колонн и колонн насосно-компрессорных труб от асфальтосмолопарафиновых отложений (рис. 14.17). В результате долговременной эксплуатации добывающих скважин на стенках эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб на внутренней поверхности появляются асфаль-тосмолопарафиновые отложения (АСПО), которые затрудняют экс­плуатацию и ремонт скважин.

Решением данной проблемы является беспрерывный спуск в ко­лонну НКТ либо в эксплуатационную колонну специальной насадки, спускаемой на гибкой трубе, и промывка скважины химическим реа­гентом (растворителем).

Данная технология позволяет очистить колонны от АСПО, облег­чить эксплуатацию и капитальный ремонт скважин с минимальными затратами времени и средств.

Однако американская техника стареет и вырабатывает ресурс.

В 2000 году отказали инжекторы. Помогли предприятия Бе­лорусского фонда развития и поддержки изобретательства и рационали­зации (ФИД). В 2001 году закупили 2 установки с гибкой трубой произ­водства предприятий ФИД. Тип М-10, длина трубы 2500 метров, мак­симальное усилие инжектора 12 т, смонтирован на специальном полно-

247

приводном шасси МАЗ-63171-27, колесная формула 6x6. Белорусская техника работает по ряду показателей значительно лучше американ­ской. Сократилось время спуско-подъемных операций, так как инжек­торы ФИД позволяют без напряжений использовать более высокие ско­рости. В дальнейшем запланировано увеличение объемов капитальных ремонтов скважин с использованием установок, созданных в Белорус­сии (А. Ахмидулин).

| ^VP Ivp Vn p

Рис. 14.17. Схема технологии очистки призобойной зоны пластов:

а - спуск колонны гибкой трубы в заданный интервал; б - замещение сква-жинной жидкости химреагентом до расчетного уровня; в - закачка в пласт порции химреагента (растворителя); г - создание депрессии на пласт, д - вытеснение за­грязненного химреагента (растворителя) из зоны обрабатываемого пласта;

Qp — расход начального объема химреагента (растворителя); Qc>k - рас­ход вытесненной скважинной жидкости; Qn .p. - расход промывочной порции химреагента (растворителя), Qn. еж - расход вытесненной скважинной жидко­сти при промывке.

1 - эксплуатационная колонна скважины; 2 - колонна насосно-компрессор-ных труб; 3 - колонна гибкой грубы; 4 - скважинная жидкость (мин. вода и др.); 5 -химический реагент (растворитель); 6 - обрабатываемый пласт; 7 - перфорацион­ные каналы; 8 - загрязненный химреагент (растворитель); 9 - пакер; 10 - инжектор;

Vp - начальный объем химреагента (растворителя); vp - порция химреа­гента (растворителя); Vn.p. — промывочная порция химреагента (растворите­ля), равная 200-300 л, Vn. еж - вытесненный объем скважинной жидкости

248

Зарубежный опыт подземного ремонта скважин с использованием гибких труб

Технические решения по изоляции ствола скважины

Технические решения по изоляции (рис 14.18), выполненные ком­панией Weatherford, перекрывают все аспекты промышленных нужд в пакерных и закупороных системах в случае применения для внутри-скважинных операций. Эти два решения попадают в две основные кате­гории-операции на НКТ и операции при помощи гибких НКТ.

Рис. 14.18

- Внутритрубные варианты реализуются внутри промышленных тру­бопроводов или любого типа втулок с диаметром, который является равным или меньшим, чем любой размер над ним в законченной скважине.

249

— Варианты с гибкими НКТ реализуются через НКТ и внутри об­ садной колонны, которые имеют внутренний диаметр, существенно больший, чем внутренний диаметр НКТ.

Как на колоне, так и на гибких НКТ работы далее подразделяются на два варианта:

• восстановительные работы, такие как кислотная обработка, гид­ роразрыв, заполнение и испытания трубопроводов;

• работы по заканчиванию скважины, при которых системы, такие как системы борьбы с поступлением песка, смятие колонны, трубные пластыри, вставные газлифтные системы и системы струйных насосов устанавливаются при заканчивании скважин для продления срока служ­ бы работающих скважин.

Рис. 14.19

Внутритрубные и внутрискважинные восстановительные операции

Операции по выборочной кислотной обработке и испытанию скважинной системы

Внутритрубные восстановительные операции подразумевают использование ненадувных пакерных систем при помощи гибких НКТ (СТ) (рис. 14.19 и 14. 20).

Пакерная система на гибких НКТ использует перемещаемый возвратно-пос­тупательно, устанавливаемый под давле­нием пакер и подъемное разгрузочное устройство для распакерования с ис­пользованием веса гибких НКТ для сжатия элемента. Будучи установленным по­средством возвратного движения, пакер может обеспечивать условия для давления, которое подводится к затрубному прост­ранству. После того, как испытание дав­лением или выборочная кислотная обработка будут завершены, подъем на СТ активирует подъемное разгрузочное уст­ройство, с выравниванием давления между затрубным и трубным пространством.

250

:.■'■■■■'■ • .■■ ■■ •■ •

■

Рис. 14.20

Jet Set™ система использует Jet Pack® пакер, гидравлический якорь и спускное разгрузочное устройство для распаковки труб, сква­жины или обсадной колонны с использованием усилия натяжения, при­ложенного к СТ после активации установочного механизма посредст­вом потока раствора. Когда установка будет активизирована посредст­вом влияния потока, усилие натяжения прилагается к СТ; затем давле­ние может быть подведено к затрубному пространству. После того, как испытание давлением или выборочная кислотная обработка будут за­вершены, ослабление на СТ активизирует спускное разгрузочное уст­ройство с выравниванием давления между трубным и затрубным про­странствами.

Операции по выборочной кислотной обработке, отсечке водоносных горизонтов и гидроразрывы

Применяют системы для выполнения с использованием гибких НКТ (СТ): выборочная кислотная обработка или гидроразрыв, а так же отсечка водяных пластов (рис. 14.21).

Jet Frac система использует два струйных Jet Frac™ пакера с необ­ходимым количеством промежуточных труб между пакерами и спускное разгрузочное устройство для выравнивания системы после использова­ния. Составной частью системы является эрозионноустойчивый нагнета­тельный переводник. Этот переводник помещается между пакерами и обеспечивает противодавление для посадки пакеров. После посадки па-керов в переводник затем направляет обрабатывающую жидкость в зону назначения.

251

Система может быть испытана с исполь­зованием простой трубы для подтверждения целостности уплотнения перед посадкой в тре­буемом интервале. После завершения испыта­ний давлением, стимуляции или нагнетания спускное разгрузочное устройство активизи­руется посредством ослабления на гибких НКТ, с выравниванием давления между за-трубным и трубным пространствами. Теперь систему можно переместить в другое рабочее положение или извлечь из скважины. Стан­дартный трубный переводник имеет ограниче­ния по скорости нагнетания; поэтому в вари­антах применения, которые требуют повы­шенной интенсивности нагнетания, может быть использован Jet Frac клапан вместо пат­рубка-переводника для обеспечения получения необходимого противодавления и скорости нагнетания вплоть до 20 бар./мин.

Механическая система распределенного инструментария (MST) использует Jet Pack пакер и гибкие НКТ с пакером, с необходи­мым количеством свободных труб между па-керами и спускное разгрузочное устройство для выравнивания давления системы после использования. Возвратное перемещение дей­ствует ниже пакера, и приложенное усилие натяжения распаковывает как СТ пакер, так и Jet Pack пакер. После выполнения установки закачиваемая жидкость направляется в необ­ходимую зону между пакерами.

Система может быть испытана с исполь­зованием простой трубы для подтверждения целостности уплотнения перед установкой на требуемом участке. После завершения испы­таний давлением, стимуляции или нагнетания спускное разгрузочное устройство активизи-^; руется посредством ослабления на СТ, с вы­равниванием давления между затрубным и трубным пространствами. Теперь систему можно переместить в другое рабочее место или извлечь из скважины.

252

Операции по цементированию

Используют односпусковую систему для выполнения операций по цементированию с использованием гибких НКТ в одноствольных скважинах.

FH односпусковая фиксаторная система использует FH цементи­ровочный пакер с обратным клапаном и FH односпусковой инструмент. Система позволяет устанавливать цементировочный пакер с обратным клапаном гидравлически и выполнять цементирование за одну опера­цию. FH цементировочный пакер с обратным клапаном может быть ис­пытан перед цементированием и использует опции, такие как днище с золотниковым клапаном, днище со штоковым клапаном и шаровой за­твор. Если точная корреляция по глубине является критическим усло­вием, FH цементировочный пакер с обратным клапаном может быть установлен при помощи электрического кабеля с использованием дни­ща со штоковым затвором или днища с шаровым затвором, в то время как стингер устанавливается в процессе отдельной спуско-подъемной операции для выполнения заполнения цементным раствором.

После того, как пакер будет установлен, зону можно считать готовой для нагнетания и можно приступать к заполнению ее цементным раствором. Если должна выполняться цирку­ ляция цементного раствора к инструменту, клапан со штоковым затвором или клапан с шаровым затвором должны быть заведены на FH держатель. В данном варианте использо­ вания стингер на FH спускном инструменте может быть отделен от FH держателя, и цементный раствор будет циркулировать прямо и обратно к держателю. Когда заполнение будет завершено, усилие натяжения, приложенное к рабочей колонне, освобождает стингер/спускной инструмент от держателя и закрывает золотниковый клапан (если он имеется). Клапан шарового или штокового типа удерживает давление заполнения только снизу. Золотниковые клапаны обеспечивают

удержание в обоих направлениях.

Операции с мостовой пробкой

Применяют разнообразные системы для оборудования временных или постоянных об­ратных пробок для одноствольного варианта (рис. 14.22).

253

Для временного использования Weather-ford WRP пакер-пробки могут быть ус­тановлены с использованием гибких НКТ, электрического кабеля или Slick line. При задействовании СТ E-HST спускной инст­румент и циркуляционный переводник со сбра­сываемым шариком используются для уста­новки пакер-пробки. Использование сколь­зящей линии реализуется при помощи Slick-Pump™ спускного инструмента. Если исполь­зование электрического кабеля является пред­почтительным, задействуется канатная обжим­ная установочная сборка.

Для постоянного использования Weatherford FracGuard* составные пакер-пробки и DB чугунные пакер-пробки могут быть установлены с использованием гибких НКТ (СТ), электрического кабеля или Slick line. При задействовании гибких НКТ (СТ), E-HST спускной инструмент и циркуляционный переводник со сбрасываемым шариком используются для установки пакер-пробки. Использование Slick line реализуется по­средством применения Slick Pump спускного инструмента. Если использование электрического кабеля является предпочтительным, задействуется канатная обжимная установочная сборка.

Внутритрубные внутрискважинные операции по заканчиванию скважины

Внутритрубные внутрискважинные опера­ции по заканчиванию скважины (рис. 14.23) предполагают использование ненадувных пакер-ных систем для их выполнения.

Варианты установки динамической колонны

Применяют систему для установки динами­ческих колонн под забойным клапаном-отсекателем с использованием гибких НКТ (рис. 14.24).

254

Пакерная система на гибких НКТ с динамической колонной ис­пользует СТ пакер широкой расточки и Weatherford гидравлическое рассоединение или спускное рассоединение для отсоединения от ди­намической колонны после того, как СТ пакер будет установлен. Па­кер и рассоединительное устройство спускаются в скважину, в то время как СТ, находящийся ниже, временно заглушён. Использова­ние откачиваемой пробки со сдвижными направлениями гибких НКТ со штифтами служит для управления давлением в процессе установ­ки. СТ пакер и необходимая длина гибкой НКТ спускаются на задан­ную глубину и устанавливаются с использованием возвратного пе­ремещения СТ колонны. После того, как СТ пакер будет установлен, пробка сдвигается с торца трубы. Шарик выпадает для активизации HD сдвижного штифта гидравлического рассоединителя. Уменьшен­ное давление подводится к СТ пакеру и спускному рассоединителю

255

для его активизации. Верхняя часть рассоединителя и вспомогатель­ная колонна могут быть затем возвращены на поверхность. Остается внутренний соединитель для извлечения системы впоследствии, по мере необходимости. СТ пакерные системы сертифицированы, со­гласно ISO 14310 V-3.

Варианты установки трубных пластырей

Применяют системы для установки извлекаемых трубных пла­стырей с использованием гибких НКТ, электрического кабеля или Slick line в одноствольных вариантах.

РВ пакерная система является системой среднего перепада дав­лений, которая использует два РВ пакера широкой расточки и RS якорную уплотненную сборку для смещения с оси текущих секций труб или хвостовиков. Кроме того, система обычно используется для изоляции прочих лифтовых скважинных устройств, таких как сква-жинные камеры газлифтной установки и скользящие муфты. Нижний пакер может быть заведен на E-HST гидравлический спускной инст­румент на колонне труб или он может быть выставлен при помощи SlickPump спускного инструмента, или с использованием электриче­ского кабеля при помощи обычного канатного обжимного спускного инструмента. После того, как нижний пакер будет выставлен, уста­новленная длина трубы или СТ вводится в скважину с использовани­ем RS якорной уплотненной сборки. Другой РВ пакер оборудуется наверху промежуточной трубы и подсоединяется к одному из уста­новочных устройств. Верхняя секция пластыря вводится в скважину и входит в зацепление в нижнем пакере, после чего устанавливается верхний пакер.

Если варианты использования позволяют вводить секции про­межуточной трубы с использованием Slick line, стыковочные гнезда колонны-надставки могут использоваться для развертывания секций труб по отдельности. SO стыковочные гнезда колонны-надставки ис­пользуются в вариантах применения, когда предвидится движение колонны, и сочетается с трубными компенсаторами для обеспечения подобного движения. SO стыковочные гнезда колонны-надставки надежно соединяются и являются регулируемыми посредством сдвижных штифтов для различных усилий размыкания. JJ стыковоч­ные гнезда колонны-надставки не защелкиваются и используются в вариантах применения, когда не предвидится никаких перемещений колонны.

FloMax™ пакерная пластырная система является системой высо­кого перепада давлений, которая использует два FloMax пакера широ-

256

кой расточки и FM фиксаторную уплотненную сборку для смещения с осью текущих секций колонны или втулки. Кроме того, система обычно используется для изоляции прочих лифтовых скважинных устройств, таких как скважинные камеры газлифтной установки и скользящие муфты. Нижний пакер может быть заведен на E-HST гидравлический спускной инструмент на колонне или он может быть выставлен с ис­пользованием SlickPump спускного инструмента, или с использованием электрического кабеля при помощи обычного канатного обжимного спускного инструмента. После того, как нижний пакер будет выставлен, установленное количество труб или СТ вводится в скважину с исполь­зованием FM фиксаторной уплотненной сборки. Другой РВ пакер обо­рудуется наверху промежуточной трубы и подсоединяется к одному из установочных устройств. Верхняя секция пластыря вводится в скважи­ну и входит в зацепление в нижнем пакере, после чего устанавливается верхний пакер.

Если варианты использования позволяют вводить секции про­межуточной колонны с использованием Slick line, стыковочные гнезда колонны-надставки могут использоваться для развертывания секций колонны. SO стыковочные гнезда колонны-надставки используются в вариантах применения, когда предвидится подвижка трубопроводов и сочетаются с трубными компенсаторами. SO стыковочные гнезда ко­лонны-надставки надежно сцепляются и являются регулируемыми по­средством сдвижных штифтов для различных усилий размыкания. JJ стыковочные гнезда колонны-надставки не защелкиваются и исполь­зуются в вариантах применения, когда не предвидится никаких пере­мещений трубопроводов.

Данная система является рекомендованной для применений, при которых пакерная система остается внутри того же основного внутрен­него диаметра в промышленном трубопроводе или обсадной колонне в процессе проведения операции. FloMax пакерные системы сертифици­рованы согласно ISO 14310 V-3.

Варианты установки клапанов-отсекателей

Применяют систему для установки вставных клапанов-отсека­телей в одноствольных вариантах с использованием гибких НКТ, Slick line или электрического кабеля.

Вставная система забойного клапана-отсекателя (SSSV) использует РВ пакер широкой расточки и/или FloMax пакер и РВ обратный клапан-отсекатель, установленный на любой глубине в промышленном трубах и трубопроводах. Оба пакера и РВ клапан-отсекатель могут быть заведены на F-HST гидравлический спускной инструмент на колонне, или могут

257

быть установлены при помощи SlickPump™ спускаемого инструмента, или с использованием электрического кабеля при помощи обычного ка­натного обжимного инструмента. РВ клапан-отсекатель выставляется на заранее определенную пропускную нишу. Если расход превысит значе­ние установки, клапан-отсекатель закроется.

Варианты установки газлифтных клапанов

Используют систему для установки вставных газлифтов с исполь­зованием гибких НКТ, Slick line или электрического кабеля в одно­ствольных вариантах.

Вставная газлифтная система использует две широкие расточки FloMax или РВ пакера, газлифтный клапан и относящуюся к ним якор­ную уплотненную сборку для сдваивания трубного пластыря, ранее вы­полненного для колонны труб или втулки. Нижний пакер может быть заведен на E-HST гидравлический спускной инструмент на колонне. Он также может быть выставлен посредством Slick Pump спускаемого ин­струмента или с использованием электрического кабеля при помощи обычного канатного обжимного инструмента. После того, как нижний пакер будет выставлен, скважинная камера газлифтной установки заво­дится совместно с RS или FM якорной уплотненной сборкой в скважи­ну. Другой FloMax или РВ пакер оборудуется наверху скважинной ка­меры газлифтной установки и подсоединяется к одному из установоч­ных устройств. Верхняя секция вставного газлифта заводится в скважи­ну и входит в зацепление в нижнем пакере, после чего устанавливается верхний пакер.

Данная система является рекомендованной для применений, в ко­торых пакерная система остается внутри колонны того же основного внутреннего диаметра в колонне или промышленном трубопроводе или во втулке в процессе выполнения операции. РВ пакерные системы сер­тифицированы согласно ISO 14310 V-3.

Варианты установки струйных насосов

Применяют систему для установки вставного струйного насоса с использованием гибких НКТ, Slick line или электрического кабеля в од­ноствольных вариантах (рис 14.25).

Вставная система, применяющая струйные насосы, использует FloMax или РВ пакер широкой расточки и струйный насос Weatherford, установленные на требуемой глубине в НКТ. Пакер и струйный насос заводятся по отдельности. Пакер устанавливается

258

на E-HST гидравлический спускаемый инструмент на колонне. Он также может быть посажен посредством SlickPump инструмента или с использованием электрического кабеля при помощи обычного канатного обжимного спускае­мого инструмента. Weatherford струйный насос заводится и защелкивается внутри профильного штуцера ниже пакера.

Операции по заполнению и циркуляции гравийного фильтра

Внутрискважинные операции по борьбе с поступлением песка в сква­жину применяют как надувные, так и ненадувные пакерные системы для их выполнения с использованием гибких НКТ (рис. 14.26).

GP одноходовая гравийно-фильтро-вальная система использует GP пакер широкой расточки и спускной/переходной инструмент для гравийного фильтра, который обеспечивает установку пакера и выполнение испытания давлением за одну операцию. GP пакер заводится с использо­ванием требуемого метража свободной трубы и гравийного фильтра ниже пакера. GP пакер устанавливается гидравлически; возрастающее давление активизирует открытие каналов поступления фильт­рующего гравия ниже GP пакера. Нагнетание вовнутрь перфорационных от­верстий ниже пакера является подгото­вленным, и кислота может быть закачана направленно с использованием дополни­тельной промывочной трубы, или распре­делена по всему перфорированному участку. После того как кислота закачана,

затрубное пространство закрывается, и гравийная фильтрующая смесь залавливается во внутрь перфорационных отверстий, заполняя перфо­рированные каналы и затрубное пространство обсадной колонны. Гра­вий поставляется вплоть до расчетной высоты в свободной трубе, и от-

259

водной клапан в переходном инструменте открывает канал, который обеспечивает отклонение потока от пространства под пакером в затруб-ное пространство выше пакера. Открытие затрубного пространства по­зволяет выполнять вымыв избыточного гравия, по мере необходимости, а удаление переходного переводника пакера - механически закрывает каналы гравийного фильтра.

Рис. 14.26 GP пакеры сертифицированы согласно ISO 14310 V-3

Операции по установке песчаного фильтра

Компаниях Weatherford предлагает системы для установки фильтра с использованием гибких НКТ, электрического кабеля или Slick line.

Установка фильтра может быть выполнена с использованием или FloMax, PR, или GP пакера с использованием фильтра типа Weatherford, необходимого для изоляции песка (рис. 14.27). E-HST спускной инстру­мент заводится выше пакера для посадки на колонне гидравлически или с применением электрического кабеля при помощи канатного адаптерного комплекта. Опция, использующая линию скольжения, заводится посредст­вом Slick Pump™ инструмента для установки пакера FloMax, PB или GP пакера и устанавливается, направляя поток через фильтр НКТ. Все устано-

260

вочные системы отсоединяются от FIoMax, РВ или GP пакера с заранее установленным усилием.

Операции по промывке с использованием гравийного фильтра

Применяют системы для обору­дования промывочных гравийных фильт­ров в одноствольных вариантах с исполь­зованием гибких НКТ (рис. 14.28).

Weatherford промывочная гравийно-фильтрационная система использует РВ пакер широкой расточки с промывочным днищем и E-HST спускаемого инстру­мента, который позволяет выполнять промывку системы или установку ее по месту посредством циркуляции перед установкой пакера. Система использует промывочную трубу, проходящую через уплотнительное кольцо переводника, ко­торый оборудуется ниже фильтровой секции. Шаровый затвор ниже уплотни-тельного кольца уплотнительного пере­водника предотвращает попадание песка во внутренний диаметр фильтра после того, как он будет установлен на место. Пакер устанавливается посредством прижатия потоком шарика к седлу и опрессовкой до требуемого давления. Когда пакер будет установлен, затрубное пространство можно будет подвергнуть испытаниям давлением, и давление может быть повышено для рабочей колонны с целью отсоединения пере­ходного инструмента и промывочной трубы от пакера.

Сквозьтрубные восстановительные внутрискважинные операции

Сквозьтрубные восстановительные внутрискважинные опера­ции (рис. 14.29) используют надувные пакерные системы (для их

261

выполнения): поинтервальная кислотная обработка пластов, ис­пытание и изоляция водоносных горизонтов.

Поинтервальная кислотная обработка пластов, испытание и изоляция водоносных горизонтов

Weatherford надувная извлекаемая эксплуатационная пакерная (IRPP) система использует IRPP надувной пакер и опциональное подъ-

262

емное разгрузочное устройство для уплотнения обсадной колонны, втулки или фильтра ниже спущенных НКТ и предусматривает наличие расточки, проходящей сквозь пакер, для получения доступа в целях об­работки испытуемой зоны (рис. 14.30.)- IRPP может быть заведен со­вместно с опциональным сдвижным седлом шарового клапана или сдвижной пробкой для временного глушения ствола и наддува элемен­та. Будучи надутыми до требуемого давления, в соответствии с вариан­том применения, седло шарового клапана или сдвижная пробка вытес­няются в ловушку. Небольшое натяжение открывает подъемное разгру­зочное устройство для перемещения жидкости поближе к пакеру; уменьшение нагрузки закрывает его. Обрабатывающая жидкость теперь направляется через гибкие НКТ под IRPP. По завершении обработки или испытания, усилие натяжения прилагается для открытия разгрузоч­ного устройства и выравнивания давления в надувном пакере; далее на­тяжение (регулируется в зависимости от варианта применения) прила­гается к рассоединяемой посредством сдвига пакерной системе.

■;}

Рис. 14.30

Weatherford надувная струйно-пакерная (IJP) система использует IJP мультиустановочный пакер и опциональное подъемное разгрузоч­ное устройство для уплотнения обсадной колонны, втулки или фильтра ниже НКТ и предусматривает наличие расточки сквозь пакер для обес­печения доступа к обрабатываемой зоне. UP заводится ниже пакера со­вместно с патрубочным переводником, который в процессе подъема давления создает противодавление и наполняет пакер до давления, которое определяется пропускной способностью и типоразмером патрубков. Циркуляционный переводник с выпадающим шариком может быть заведен выше системы для обеспечения циркуляции в скважине и для перемещения обрабатывающей жидкости к инстру­менту. По завершении обработки, когда повышение давления за­канчивается, создается усилие натяжения для открытия разгрузоч­ного устройства в целях облегчения выравнивания давления в паке­ре. UP система может быть затем перемещена в другое рабочее ме­сто в скважине и выставлена снова, или извлечена на поверхность.

263

Операции по селективной кислотной обработке, блокаде воды и ее сепарации

Weatherford надувная струйная сдвоенная пакерная (IJSP) система использует два UP муль-тиустановочных пакера и опциональное подъем­ное разгрузочное устройство для уплотнения об­садной колонны, втулки или фильтра ниже НКТ и предусматривает наличие расточки сквозь па-кер для обеспечения доступа к обрабатываемой зоне. IJSP заводится совместно с патрубком-переводником между надувными пакерами, соз­давая противодавление в процессе заполнения и заполняя пакеры до давления наддува, опреде­ляемого пропускной способностью и типоразме­рами патрубков (рис. 14.31). Циркуляционный переводник со сбрасываемым шариком может быть заведен выше системы для обеспечения циркуляции при работе в скважине и для пере­мещения обрабатывающей жидкости к инстру­менту. По завершении обработки, когда закачка заканчивается, усилие натяжения подводится для открытия разгрузочного устройства в целях об­легчения выравнивания давления в пакере. IJSP система может быть затем перемещена в другое рабочее место в скважине и выставлена снова, или извлечена на поверхность.

Операции по заполнению цементым раствором

Применяют систему для заполнения це­ментым раствором с использованием гибкой НКТ (СТ) при сквозьтрубных вариантах испол­нения.

Weatherford надувная система цементиро­вочного пакера с обратным клапаном (ICR) ис­пользует надувной извлекаемый эксплуатацион­ный пакер (IRPP) совместно с конверсионным комплектом для цементировочного пакера с об­ратным клапаном. Комплект включает механи-

264

ческий рассоединитель, содержащий двустворчатый обратный клапан. Латунные, освобождаемые при сдвиге, винты в пакере заменяются на отожженные стальные. Механическое рассоединительное устройство со створками оборудуется для отсоединения от держателя при усилии, ко­торое является меньшим, чем усилие отделения от пакера. ICR система может быть заведена совместно с опциональным сдвижным седлом ша­рового клапана или сдвижной пробкой для временной закупорки ствола и наддува элемента.

Будучи заполненными до требуемого давления, в соответствии с вариантом применения, седло шарового клапана или сдвижная пробка вытесняются в ловушку. Цемент направляется через СТ под ICR. По завершении работ с цементым раствором усилие натяжения (регулиру­ется соответственно варианту применения) прилагается к рассоединяе­мому посредством сдвига механическому рассоединителю при помощи створок, оставляя двойные створки на месте для удержания давления, подведенного снизу или с обоих направлений.

Операции с извлекаемыми пакер-пробками

Применяют системы для установки надувных извлекаемых про­бок для гибких труб.

Weatherford надувная извлекаемая пакер-пробочная (IRBP) сис­тема, использующая гибкие НКТ или обычные НКТ, состоит из IRBP и XFLO спускного инструмента. XFLO спускной инструмент подсое­диняется к IRBP пробке и заводится на установленной глубине на НКТ или СТ. Заранее установленный расход через патрубки в XFLO спускном инструменте создает противодавление, которое наполняет надувную пробку. Как только требуемое давление раскрытия будет достигнуто, сдвижная пробка вытесняется внутрь ловушки. Если по­ток направляется ниже пробки, XFLO спускной инструмент способен выполнить отсоединение от ловильной шейки IRBP и может быть извлечен из скважины. Если IRBP надувная пробка устанавливается в водяных нагнетательных скважинах для выполнения возможных предстоящих операций по стимуляции, термальные компенсаторы являются доступными для компенсации изменений температуры, ко­торые, в противном случае, будут оказывать воздействие на значение давления расширения.

Weatherford, устанавливаемая при помощи электрического ка­беля надувная извлекаемая пакер-пробочная (E-IRBP) система, со­стоит из E-IRBP и электрического насосного спускного инструмен­та (EPST). Система заводится в скважину, коррелируется по глуби­не с CCL и устанавливается с использованием EPST насоса. EPST является способной откачивать жидкость из затрубного пространст­ва внутрь элемента или может переносить свою собственную воду в

265

желоночную систему выше EPST. Если IRBP надувная пробка устанавливается в водяных нагнетательных скважинах для выполнения возможных предстоящих операций по стимуляции, термальные компенсаторы являются доступными для компенсации скачков температуры, которые, в противном случае, будут оказывать воздействие на повышение давления.

Сквозьтрубные внутрискважинные операции по заканчиванию скважины

Сквозьтрубные внутрискважинные опе­рации по заканчиванию скважины предпо­лагают использование надувных пакерных сис­тем для их выполнения (рис. 14.32 ).

Варианты установки трубных пластырей

Применяют системы для установки извлекаемых надувных пластырей с исполь­зованием гибких НКТ или электрического кабеля для сквозьтрубных применений (рис. 14.33).

Пластырная система надувного извле­каемого эксплуатационного пакера (IRPP) использует два IRPP пакера совместно, сое­диненных промежуточной трубкой или заведенных по отдельности совместно с уплотненной сборкой изоляции нежелатель­ных перфорированных или фильтровальных секций в эксплуатационной обсадной колонне. Если пакеры заводятся совместно, сдвижная пробка или седло шарового клапана заводятся ниже самого нижнего пакера, который определяет повышение давления обоих пакеров. Необходимая длина промежуточной трубки или СТ заводится между двумя пакерами. Гидравлическое рассоединительное устройство или электри­ческий насосный спускной инструмент

266

(EPST) заводятся с использованием электрического кабеля вместе с пакерным инструментом (EPRT) выше самого верхнего пакера.

Когда сборка окажется на глубине, давление подводится к вспо-магательной колонне, или же поток направляется к EPST для наполне­ния пакеров и выталкивает седло шарового клапана или сдвижную пробку. Рассоединительный шарик затем прижимается давлением к седлу в гидравлическом рассоединителе, активизируя отсоединение вспомогательной колонны; или же заранее установленное давление под­водится от EPST для отделения EPRT от верхнего пакера.

267

При раздельных операциях нижний пакер заводится или на EPST спускной инструмент, или на СТ вместе с гидравли­ческим рассоединителем. После того, как нижний пакер будет выставлен, установ­ленное количество НКТ или СТ заводится в скважину с использованием фиксатор-ной уплотненной сборки. Другой IRPP па­кер оборудуется наверху промежуточной трубки и подсоединяется к любому из ус­тановочных устройств. Верхняя секция пластыря заводится в скважину и входит в зацепление в нижнем пакере, после чего устанавливается верхний пакер.

Варианты установки фильтра

Применяют системы для установки фильтров с использованием гибких НКТ при сквозьтрубном варианте (рис. 14.34).

Система надувного извлекаемого эксплуатационного пакера (IRPP) с уста­новкой фильтра использует IRPP пакер с типом фильтра, требуемым для изоляции поступающего песка. Гидравлическое рассоединительное устройство со шнор-хельной трубкой заводится выше пакера. Пробка со сдвижным штифтом в гидрав­лическом рассоединителе/шнорхельной трубке определяет рост давления IRPP пакера. Электрический насосный спуск­ной инструмент (EPST) заводится выше IRPP пакера совместно со сборкой шнор-хельной трубки при использовании элек­трического шпура.

Когда сборка окажется на глубине, давление, подведенное к приработочной колонне, или поток, направленный к EPST, обеспечат заполнение и увеличе­ние объема пакера. Установочный/рас-соединительный шарик прижимается по­током к седлу в гидравлически рассо-единяемой/шнорхельной трубке, активи­зируя давление и обеспечивая рассоеди-

нение с приработочной обсадной колонной после того, как будет достигнуто требуемое давление; или же заранее установленное давление подво­дится от EPST для отделения EPRT от верхнего пакера.

Оборудование для тампонирования (изоляции) зон ствола скважины

Мостовая пробка FracGuard

Мостовая пробка Weatherford серии Frac Guard (рис. 14.35) предназначена для изоляции зон при стимуляции с высоким давлением. Составное тело и сборная конструкция заглушки позволяют осуществлять быстрое разбуривание забоя с помо­щью обычного бурового долота для выполнения капитального ремонта скважины. Сопутствующий легковесный буровой шлам без труда поднимается наверх и не скапливается на нижних заглушках в случае применения составных заглушек.

FracGuard составные пакер-пробки являются доступными в версиях 6000-фунтов/кв. дюйм (4137-кПа) или 10000-фунтов/кв. дюйм (6895-кПа). Мо­дель повышенного давления 12000-фунтов/кв. дюйм (8274-кПа) также является доступной. Пере­пад давлений может удерживаться при приложении давления как сверху, так и снизу при температурах вплоть до 300°F(149°C).

Weatherford FracGuard пакер-пробку можно применять для обсадных труб, бурильных труб, гибких НКТ или кабелей с использованием обычно­го оборудования для установки пакер-пробки (табл. 14.7).

Назначение

Стимуляция единичной зоны или множест­ва зон.

Вертикальные, искривленные, горизонталь­ные или многоствольные скважины.

Скважины с отрицательным дифференци­альным давлением на пласт, многозоновые закон­ченные скважины.

Временная закупорка скважины.

269

Функциональные особенности, преимущества

• Заглушка удерживает полный перепад давлений при приложе­ нии давления как сверху, так и снизу, а также при использовании для стимуляции и обычного глушения.

• Скошенное днище помогает предотвращать проворачивание те­ ла, когда составные заглушки наворачиваются для изоляции серии зон, таким образом уменьшая время разбуривания.

• Является совместимым с типоразмерами труб или обсадных ко­ лонн от 3^]/₂ до 7 дюймов.

• Легковесный буровой шлам без труда поднимается, что мини­ мизирует засорение наземного оборудования.

• Конструктивное исполнение заглушки для разбуривания забоя с отрицательным дифференциальным давлением на пласт, в случае состав­ ных заглушек, предохраняет чувствительные формации.

Таблица 14.7

FracGuard Составная матрица					Серия 300				Серия 400
Типоразмер, дюйм/мм	Массовый диапазон, фунт/фут	Обсадная колонна, 0, минимум, дюйм/мм	Обсадная колонна, 0, максимум, дюйм/мм	Наруж. диаметр, дюйм/мм	Номинальное давление		Дробление	Тип шарика	Номинальное давление		Дробление	а s
					Свыше фунт на кв. дюйм/МПа	Менее фунт на кв.дюйм/МПа			Свыше фунт на кв.дюйм/MI 1а	Менее фунт на кв.дюйм/МПа
2-7/8 73,03	от 6,4 до 8,6	2,259 57,38	2,441 62,00	2,120 53,85					12000 82	8000 55	Да	К?)
3-1/2 88,90	12,95	2,750 69,85	2,750 69,85	2,560 65,02	10000 69	8000 55	Да	I	12000 82	10000 69	Да	1
	от 9,2 до 10,2	2,922 74,22	2,992 78,00	2,695 68,45	10000 69	8000 55	Да	I	12000 82	10000 69	Да	1
4-1/2 114,30	от 9,5 до 13,5	3,920 99,57	4,090 103,89	3,660 92,96	10,000 69	10000 69	Да	и	12000 82	10000 69	Да	I.T
	от 15,1 до 16,6	3,754 95,35	3,826 97,18	3,595 91,31	10000 69	10000 69	Да	чт	12000 82	10000 69	Да	и
5-1/2 139.70	от 15,5 до 23	4,670 118,62	4,950 125,73	4,370 111,00	10000 69	10000 69	Да	1,Т	12000 82	10000 69	Да	1.Т
1 177, 80	от 23 до 32	6,094 154,79	6,366 161,70	5,800 147,32	10000 69	8000 55	Да	I
9-5/8 244,48	от 36 до 53,5	8,535 216,79	8,921 226,59	8,375 212,73	8000 55	6000 41	Да	I

Типы Frac-заглушек; I = со встроенным шариком, Т = с верхним шариком

270

Мостовая пробка DB-10

Мостовая пробка DB-10 компании Weatherford (рис. 14.36) является универсальной мостовой пробкой из чугуна, которая может применяться в различных условиях высокого давления и высокой температуры (табл. 14.8).

Назначение

Тампонирование или ликвидация сква­жины. Зональная изоляция. Цементирование под давлением. Разрыв пласта.

Функциональные особенности, преимущества

- Пробка изготовлена из материала, обеспечивающего быстрое разбуривание.

• Удерживающие кольца предотвращают выдавливание элемента и, тем самым, миними­ зируют возможность осложнений в работе.

• Стандартный уплотнительный элемент рассчитан на температуру 300 °F (149 °С) для надежной работы при высоких температурах.

• Совместимость с электрокабелем, тро­ сом или с гибкими НКТ обеспечивает необхо­ димую универсальность транспортирования.

Таблица 14.8 Мостовая пробка

Наружный диаметр обсадных труб, дюймы	Относительный вес (обсадных) труб, фунт/фут	Наружный диаметр пробки, дюйм/мм	Диапазон установки
			Минималь­ный, дюйм/мм	Максималь­ный, дюйм/мм	Установочная сила, фунт/Н
2-3/8	4,00-5,80	1,750/44,45	1,780/45.21	2.074/52.68	9000* 40034
2-7/8	6.40-6.50	2,220/56,59	2340/59.44	2,525/64.14
3 1/2	5.75-10.30	2.750/69.85	2,867/72,82	3.258/82.75
	12.80-15.80	2.430/61.72	2,548/64,72	2.764/70.21
4	5.60-14.00	3.140/79.76	3,340/84,84	3.732/94.79	20000/85964
4-1/2	9,50-15,10	3.562/90.48	3.826/97.18	4.090/103.89	33000 146791
5	11.50-20.80	3.937/100.00	4,154/105,51	4,560/115,82
5-1/2	13.00-23.00	4,312/109,53	4,580/116,33	5,044/128.12
5-3/4	14.00-25.20	4.699/119.36	4,890/124.21	5.290/134.37
6-5/8	17.00-32.00	5,375/156,53	5,595/142,11	6,135/155,83	50000 222411
7	17.00-35.00	5.687/144,45	6,000/152.40	6.538/166.07
7-5/8	20.00-39.00	6.312/160.33	6.625/168.28	7.125/180.98
8-5/8	24.00-49.00	7,125/180.98	7,310/185,67	8,097/205,66

Установочная сила для приборов GO/Owens равна 12000 фунтов

271

Опции

Для условий экстремальных температур по за­просу поставляется альтернативный уплотнитель-ный элемент.

Мостовая пробка WRP

Извлекаемая мостовая пробка WRP компании Weatherford (рис. 14.37) способна удерживать диф­ференциальные давления сверху или снизу и ис­пользует стандартное кабельное или гидравлическое установочные устройства (табл. 14.9).

Назначение

Временная мостовая пробка для кислотной обработки, разрыва пласта, цементирования, прове­рок давления в обсадной колонне, замены устья скважины и зональной изоляции.

Функциональные особенности, преимущества

• Установка с помощью кабеля, троса или гибкой НКТ дает возможность перемещать пробку многократно и, тем самым, обеспечивает оператив­ ную гибкость в работе.

• Огражденные двунаправленные клинья с карбидовыми вставками обеспечивают превосход­ ную клиновую фиксацию.

• Сбалансированная система выравнивания облегчает выравнивание (давления) и минимизирует осложнения.

• Шунтирующий клапан открывается до того, как пробка отсоединится, что предотвращает выбра­ сывание пробки вверх по стволу скважины, что ми­ нимизирует осложнения.

• Овершотные промывки до калиброванного кольца обеспечивают удаление максимального ко­ личества обломков раньше отсоединения пробки, что минимизирует возможность осложнений.

• Отсоединение путем прямой тяги позволяет извлекать пробку тросом или гибкой НКТ.

• Устойчивая к свабу система уплотнительных элементов предотвращает свабирование при извле­ чении прибора из скважины.

• Компактная конструкция позволяет приспо­ сабливаться к меньшим высотам буровой установки.

272

Мостовая пробка

Таблица 14.9

Обсадная колонна			Мостовая пробка
Наружный диаметр, дюйм	Относительный вес, фунт/фут	Минимальный внутренний диаметр, дюйм/мм	Максимальный внутренний диаметр, дюйм/мм	Максимальный наружный диаметр, дюйм/мм
3-1/2	10,2	2,922 74,22	2,992 76,00	2,781 70,64
	7,7-9,2		3,068 77,93	2,867 72,82
4-1/2	9,5-13,5	3,920 99,57	4.090 103,89	3,771 95,78
5	15,0-18,0	4,276 108,61	4,560 115,82	4,250 107,95
	11,5-15,0	4,408 111,96
5-1/2	26,0	4,408 111,96	4,560 115,82	4,250 107,95
	20.0-23.0	4,670 118,62	4,778 121,36	4,500 114,30
7	38,0	5,830 148,08	5,937 150,80	5,656 143,66
	32.0-35.0	6,004 152,50	6,094 154,79	5,812 147,63
	26,0-35,0	6,184 757,07	6,276 159,41	5,968 151,59
	23,0-26,0	6,276 159,41	6,366 161,70	6,078 154,38
	17,0-20,0	6,456 163,98	6,538 166,07	6,266 159,16
7-5/8	20,0-24,0	7,025 178,44	7,125 180,98	6,812 173,03
9-5/8	47,0-53,5	8,535 216,79	8,681 220,50	8,218 208,74
	40,0-47,0	8,681 220,50	8,835 224,41	8.437 214,30
	29,3-36,0	8,921 226,59	9,063 230,20	8.593 218,26

273

Разовый цементировочный пакер с обратным клапаном FH

В системе разового цементировочного лакера FH используется цементировочный пакер FH и ра­зовый устанавливающий прибор FH (рис. 14.38). Эта система позволяет устанавливать цементиро­вочный пакер гидравлическим способом и за один заход фиксировать его. Перед цементированием це­ментировочный пакер можно проверить. Цементи­ровочный пакер FH может иметь варианты с золот­никовым клапаном, со сферическим клапаном или с запорным шаровым клапаном внизу. Цементиро­вочный пакер FH со сферическим клапаном или с запорным, шаровым клапаном внизу там, где очень важна точная корреляция глубины, может спускать­ся на электрическом кабеле, а стингер может спус­каться отдельным заходом (табл. 14.10).

Назначение

Операции, в которых целесообразно устанав­ливать и фиксировать цементирующий пакер с од­ной установкой.

Искривленные скважины, условия, которые не являются благоприятными для вращения или для цементировочных пакеров с установкой на электрокабеле.

В моноскважинах, в которых цементировоч­ный пакер будет устанавливаться в лифтовой или в эксплуатационной колонне.

Функциональные особенности, преимущества

• Прибор гидравлической установки FH по­ зволяет проводить и фиксировать пакер одной ус­ тановкой.

• Золотниковый клапан, имеющийся для буро­ вых или обсадных труб размером от 27g до З'/г" дюй­ ма, обеспечивает надежную герметизацию для пре­ дотвращения возможных накладных расходов на це­ ментировочную U-трубу после операций закупорки.

• Золотниковый клапан удерживает давле­ ние над и под пакером для цементирования выше пакера.

274

Таблица 14.10

Пакер

Цементирующий пакер					Устанавливающий прибор
Обсадная труба		Диапазон установки		Макс, диаметр прибора	Casing		Макс. диаметр прибора, дюйм/мм
Наружный диаметр, дюймы	Вес, фунт/фут	Мин., дюйм/мм	Макс., дюйм/мм		Наружный диаметр, дюйм	Вес, фунт/фут
2-3/8	3,3-5,9	1,867 47,42	2,107 53,52	1,750 44,45	2-3/8	3,3-5,9	1,750 44,45
2-7/8	6,4-6,5	2,280 57,91	2,563 65,10	2,187 55,55	2-7/8	6,4-6,5	2,187 55,55
3-1/2	5,7-10,2	2,867 72,82	3,258 82,75	2,750 69,85	3-1/2	5,7-10,2	2,750 69,85
4-1/2	9,5-16,6	3,826 97,18	4,090 103,89	3,593 91,26	4-1/2	9,5-16,6	3,593 91,26
5	11,5-18,0	4,154 105,51	4,560 115,82	3,937 100,00	5	11,5-18,0	3.937 100,00
5-1/2	13,0-23,0	4,580 116,33	5,044 128,12	4,312 109053	5-1/2	13,0-23,0	4,312 109,53
6-5/8	17,0-34,0	5,595 142,11	6,135 155,83	5,375 136,53	6-5/8	17,0-34,0	5,375 136,53
7	32,0-38,0	5,595 142,11	6,135 155,83	5,375 136,53	7	32,0-38,0	5,375 136,53
7	17,0-35,0	6,004 152,50	6,538 166,07	5,687 144,45	7	17,0-35,0	5,687 144,45
7-5/8	20,0-39,0	6,625 168,28	7,263 184,48	6,312 160,33	7-5/8	20,0-39,0	6,312 160,35
8-5/8	24,0-49,0	7,511 190,78	8,248 209,50	7,125 180,98	8-5/8	24,0-49,0	7.125 180,98
9-5/8	29,3-53,5	8,435 214,25	9,093 230,96	8,125 206,38	9-5/8	29,3-53,5	8.125 206,38

Пакер РВ

Пакер РВ производства компании Weatherford (рис. 14.39) являет­ся извлекаемым пакером с большим проходным отверстием, который может применяться в различных вариантах работ, проводимых через бурильные трубы. Пакер РВ устанавливается на гибких НКТ, тросах или электрокабеле, а отсоединяется прямой тягой (табл. 14.11).

275

Назначение

Пакер РВ может быть использован в моноскважинах для подвешивания на под­веске экранов, удлинений концевых труб, внедрения предохранительных клапанов и установок струйных насосов.

Два пакера РВ могут использоваться для временной или постоянной изоляции секций буровых или обсадных труб и вне­дрения газлифтных установок при средних перепадах давления.

Функциональные особенности, преимущества

- Большое проходное сечение обес­ печивает увеличенную поперечную пло­ щадь потока и более высокую производи­ тельность.

- Методы многократной переноски обеспечивают оператора универсальной воз­ можностью работать с удаленными местами установок и выполнять дорогостоящие сква- жинные операции при морском бурении, существенно снижая стоимость работ.

• Метод прямотягового отсоединения с применением небольшой силы обеспечи­ вает легкое отсоединение пакера в искрив­ ленных и горизонтальных скважинах, ми­ нимизируя требования к пределу прочности при растяжении и снижая необходимость в применении дополнительного оборудования и расходы на него.

• Небольшая общая длина помогает при перемещении пакера в действующих скважинах, обеспечивает легкость транс­ портировки и в результате - экономию средств.

• Отсоединительный замок (фикса­ тор) предотвращает частичный прихват клинового механизма после отсоединения пакера и сводит к минимуму риск ло- вильных операций.

276

277

Устройство уплотнения якоря RS

Устройство уплотнения якоря RS производ­ства компании Weatherford (рис. 14.40) предна­значено для заякоревания НКТ или колоны к па-керу РВ размером от 2,740 до 4,500 дюймов (табл. 14.12).

Назначение

Используется для запирания и уплотнения в верхнем проходе пакеров РВ компании Weatherford с размерами от 2,740 до 4,500 дюй­мов, особенно в гибких НКТ и горизонтальных скважинах.

Функциональные особенности, преимущества

• Свойство фиксации защелкой обеспечи­ вает положительную индикацию присоединения к пакеру РВ.

• Отсоединение с помощью прямой тяги при регулируемом клапане на срезных штифтах позволяет производить подгонку к величине пре­ дела прочности при растяжении буровой трубы, что делает устройство уплотнения якоря RS иде­ альным для применения с гибкими НКТ в гори­ зонтальных скважинах.

• Диапазон движения защелки обеспечива­ ет необходимое перемещение при установке верхнего пакера РВ.

Таблица 14.12

Устройство уплотнения якоря

Наружный диаметр обсадной колонны, дюйм	Скважинный п				рибор
	Макс, наружный диаметр, дюйм	Мин. внутренний диаметр, дюйм	Сила среза на один винт, фунт/кг	Мин. сила отсоеди­нения, фунт/кг	Макс, сила отсоеди­нения, фунт/кг	Общая длина, фут/м	Стандартное резьбовое соединение
3-1/2	2,740	1,750	1250 567	2500 1134	15000 6804	1.82 0,55	1 'А дюйм. WTS-8 1.900 NU lOrd
4-1/2	3,675	2,125	1900 862	3800 1724	19000 8618	2,20 0,67	2'/8дюйм. WTS-8 2.875 NUlOrd
5-1/2	4,500	2,875	3200 1451	6400 2903	32000 14515	2.60 0,79	3'А дюйм. WTS-8 3.500 NUlOrd

278

Стингер уплотнения якоря RS

Стингер уплотнения якоря RS производства компании Weatherford (рис. 14.41) предназначен для заякоревания лифтовой колонны или распор­ной трубы к пакерам РВ при размерах 2,550 дюй­мов и менее, и ко всем пакерам GP (табл. 14.13).

Назначение

Используется для фиксации и уплотнения в верхнем проходном отверстии пакера РВ компании Weatherford с размерами 2,550 дюймов и менее, и в пакерах GP всех размеров при разнообразных рабо­тах по завершению скважин.

Функциональные особенности, преимущества

- Свойство фиксации защелкой обеспечивает положительную индикацию присоединения к пакеру.

• Отсоединение с помощью прямой тяги при ре­ гулируемом клапане на срезных штифтах позволяет производить подгонку к величине предела прочности при растяжении буровой трубы, что делает стингер уплотнения якоря RS идеальным для применения с гибкими НКТ и в горизонтальных скважинах.

• Диапазон движения защелки обеспечивает необходимое перемещение при установке верхнего пакера РВ.

Таблица 14.13

Стингер уплотнения якоря

Наружный диаметр обсадной колонны, дюйм	Скважинный прибор
	Макс, наружный диаметр, дюйм	Мин. внутренний диаметр, дюйм	Сила среза на один винт, фунт/кг	Мин. сила отсоеди­нения, фунт/кг	Макс, сила отсоеди­нения, фунт/кг	Общая длина, фут/м	Стандартное резьбовое соединение
2-3/8	.1,800	0,875	1250 567	2500 1134	10000 4536	1,75 0,53	1 дюйм., WTS-8 1,315 NUlOrd
	1,865
2-7/8	2.110	0,875	1250 567	2500 1134	10000 4536	1.75 0,53	1 дюйм.. WTS-8 1,315 NUlOrd
	2.175
	2,240	1,250				1.90 0,58	1'/4дюйм., WTS-8 1,660 NUlOrd
	2,300
3-1/2	2,550	1,250	1250 567	2500 1134	10000 4536	1.90 0,58	1'/2ДЮЙМ.. WTS-8 1,900 NUlOrd

279

Пакерная система FloMax™

Пакер Weatherford FloMax (рис. 14.42) явля­ется извлекаемым двойным пакером большой рас­точки, предназначенным для использования при наличии высокого давления и высокой температу­ры при заканчивании скважины. Пакер FloMax равным образом подходит для вариантов примене­ния, предполагающих использование единичного пакера. Он может быть установлен на гибкие НКТ, НКТ или на электрические кабели и разъединяется посредством прямого вытягивания (табл. 14.14).

Назначение

Пакер FloMax может быть использован в одноствольных скважинах для подвешивания эк­ранов и выполнения надставок лифтовых труб, а два пакера FloMax можно использовать для вре­менного или долгосрочного изолирования секций труб или обсадных колонн.

Функциональные особенности, преимущества

• Пакер способен выдерживать высокие дав­ ление и температуру, и соответствует ISO 14310 V-3 для применений в сложных условиях эксплуатации.

• Большая расточка обеспечивает большее проходное сечение для увеличенной производи­ тельности.

- Разнообразные методики обеспечивают оператора гибкостью в работе в случае удален­ ных расположений и дорогостоящих офшорных работ, что имеет своим следствием существен­ ную экономию средств.

• Прямое вытягивание с небольшим усилием обеспечивает легкость разъединения в искривлен­ ном и горизонтальном стволах, минимизируя требо­ вания к растягивающему напряжению и уменьшая необходимость во вспомогательном оборудовании, что влечет за собой снижение затрат.

• Небольшая полная длина облегчает обору­ дование сложных скважин, а также транспортабель­ ность, что имеет своим следствием экономию средств.

280

281

FloMax™ система с разъединением посредством одной операции

Weatherford FloMax система с разъединением посредством одной операции представляет собой извлекаемый сдвоенный пакер большого диаметра. Эта система применяется в компоновке из гибких НКТ, бу­рильных труб или электрических кабелей и разъединяющих устройств прямого вытягивания (табл. 14.15).

Таблица 14.15

Система с разъединением

Назначение

FloMax распределенную систему с разъединением посредством одной операции можно использовать в одноствольных скважинах для временного или долгосрочного изолирования секций труб, обсадных колонн или экранов.

Функциональные особенности, преимущества

• Одна операция для установки и из­ влечения, что исключает многочисленные проходы, экономит время.

• Большие отверстия для увеличения проходного сечения при возрастающей про- изводител ьности.

• В компоновке гибких НКТ, электри­ ческих линий или НКТ для разнообразных методов перемещения.

• Разъединение посредством прямого вытягивания с низким усилием, идеальным образом подходящее для искривленных и го­ ризонтальных скважин.

- 5000 фунтов/кв. дюйм при 325°F (163°С), предназначается для вариантов при­ менений в случае наличия высокого перепада давлений и высокой температуры.

FM Посадочная компановка якоря

Weatherford FM посадочная компонов­ка якоря (рис. 14.43) предназначается для якорного присоединения к колоне труб или свободной трубе и к пакеру FloMax™ на­ружным диаметром 2,740 дюйма или более (табл. 14.16).

Назначение

Используется для защелкивания и уп­лотнения в верхнюю расточку пакеров Weatherford FloMax в большом диапазоне применений для законченной скважины.

Рис. 14.43

283

Функциональные особенности, преимущества

• Конструктивное исполнение в виде триггера-защелки обеспечи­ вает надежную индикацию подсоединения к пакеру.

• Разъединение посредством прямого вытягивания при помощи регулируемого золотникового переключающего клапана позволяет обеспечивать заданное растягивающее напряжение труб, что является идеальным для гибких НКТ в горизонтальных скважинах.

• Ход защелки обеспечивает требуемое перемещение при уста­ новке верхнего FloMax пакера в случае сдвоенных применений.

Таблица 14.16 Пасадочная компоновка якоря

Трубный типораз­мер, дюйм	Макси­мальный наружный диаметр, дюйм	Минималь­ный внутренний диаметр, дюйм	Сдвиго­вое усилие (на винт), фунт	Мини­мальное сдвиговое усилие при разъеди­нении, фунт	Макси­мальное сдвиговое усилие при разъеди­нении, фунт	Полная длина h, дюйм	Стандартные резьбовые соединения
3-1/2	2,740	1,750	1250	2500	15000	1,82	1 '/2 дюйма WTS-8
4-1/2	3,675	2,125	1900	3800	19000	2.20	27/8 дюйма WTS-8
4-1/2	3,720	2,125	1900	3800	19000	2.20	27/8 дюйма WTS-8
5-1/2	4,500	2,875	3200	6400	32000	2,60	З1/, дюйма WTS-8
7	5,725	3,970	3200	6400	33400	2,67	41/, дюйма WTS-8

FM уплотненный якорный стингер

Weatherford FM уплотненный якорный стингер предназначается для якорного соединения трубной колоны или свободной трубы к паке­ру FloMax наружным диаметром 2,550 дюйма или менее (табл. 14.17).

Назначение

Используется для защелкивания и уплотнения в верхнюю расточ­ку пакера Weatherford FloMax типоразмером 2,550 дюйма и менее в большом диапазоне применений для законченных скважин.

Функциональные особенности, преимущества

— Конструктивное исполнение в виде триггера-защелки обеспечи­вает надежную индикацию подсоединения к пакеру.

284

Таблица 14.17